Smart Grid: i primi progetti pilota in Italia

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1 Smart Grid: i primi progetti pilota in Italia Maurizio Delfanti, Davide Falabretti, Marco Merlo, Gabriele Monfredini, Valeria Olivieri, Mauro Pozzi Politecnico di Milano Dipartimento di Energia, via La Masa, 34 Milano maurizio.delfanti@polimi.it Riassunto - I Progetti pilota finanziati dall Autorità con Delibera ARG/elt 39/10 rappresentano una dimostrazione in campo di smart grid e sono finalizzati alla ristrutturazione di specifiche reti di distribuzione attraverso tecnologie innovative che consentano, una volta implementate, una gestione attiva, con particolare attenzione alle esigenze di standardizzazione e unificazione nonché alla minimizzazione dei costi. I Progetti prevedono di sviluppare prototipi di smart grid basati sull uso di tecnologie di comunicazione, che rappresentano l unico approccio in grado di risolvere i nuovi problemi delle reti di energia: solo un uso intelligente dei sistemi di comunicazione permette infatti di superare le attuali limitazioni e rende possibile un reale e significativo aumento del contributo di GD mantenendo alto il livello di sicurezza e affidabilità dell intero sistema, nonché di qualità del servizio reso all utenza. Parole chiave Generazione diffusa, smart grid, ICT, SPI, regolazione di tensione. I. INTRODUZIONE Il forte aumento della Generazione Diffusa (GD) nel sistema elettrico, in particolare nelle reti di distribuzione in media e bassa tensione, impone un ripensamento delle modalità di protezione, gestione e regolazione di tali reti, che devono passare da passive ad attive. A livello internazionale la direzione di evoluzione è identificata con il termine smart grid, sottintendendo strutture e procedure operative fortemente innovative che, oltre a mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità dell intero sistema, siano anche in grado di far fronte ai numerosi problemi legati alla gestione della GD, alle possibilità di controllo del carico da parte del sistema, alla promozione della efficienza energetica e ad un maggiore coinvolgimento degli utenti finali, attivi e passivi, in relazione al mercato elettrico. In questi anni, si sono diffuse moltissime iniziative relative alle smart grid, quasi tutte, però, in ambito di ricerca, o, al più, di ricerca applicata. Attualmente è, invece, opinione diffusa che un reale progresso nella direzione delle reti del futuro possa iniziare soltanto mettendo in campo iniziative che coinvolgano reti reali, con clienti finali e utenti attivi, (carichi e generatori), in modo da provare nella realtà le soluzioni sinora studiate. Si tratta quindi di entrare in una fase di field test, se non di vero e proprio deployment (seppure, come ovvio, su scala ridotta). Questa lettura è suffragata a livello europeo da una importante iniziativa promossa dalla Commissione Europea, il Bando NER300 [1], che definisce (inter alia) i criteri e le misure per il finanziamento di 3 progetti dimostrativi per la gestione delle energie rinnovabili decentralizzate (smart grid). Secondo tale Bando, l aumento e lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili (FER) connesse alla rete rappresenta il principale beneficio atteso dalle smart grid. In altre parole, le smart grid sono indispensabili per abilitare l immissione (meglio, la reale integrazione) delle FER nella filiera elettrica. In Italia il primo passo concreto in questa direzione è stato compiuto, con una logica simile, dall Autorità per l energia elettrica e il gas (AEEG). Con la Delibera ARG/elt 39/10 [2] (da qui in poi, la Delibera), il regolatore italiano, con visione d avanguardia rispetto ad altri contesti europei, ha scelto di spingere per lo sviluppo di smart grid, offrendo ai distributori (DSO) incentivi per la presentazione di progetti innovativi in reti attive, con l obiettivo di rendere più flessibili e intelligenti le reti di distribuzione MT, favorendo la diffusione della produzione da FER e l'uso efficiente delle risorse 1. La procedura di valutazione si è conclusa il 10 Febbraio 2011 con la pubblicazione sul sito dell Autorità della Delibera ARG/elt 12/11 [3] contenente l ammissione al trattamento incentivante di otto progetti pilota relativi a reti attive. Il Politecnico di Milano (Dipartimento di Energia, Dipartimento di Elettronica e Informazione) ha svolto la funzione di advisor per sei delle otto iniziative selezionate dall Autorità, assistendo alcune tra le maggiori imprese di distribuzione (Enel Distribuzione, A2A Reti Elettriche, Deval) ma anche realtà locali (ASSM e A.S.SE.M., concessionari di reti di distribuzione nelle Marche) nella preparazione delle rispettive proposte. Questi primi progetti pilota servono per tracciare la via per uno sviluppo, a livello nazionale, di un modello molto interessante di smart grid; monitorare attentamente i risultati delle sperimentazioni darà la possibilità, ai maggiori interessati (tra cui il mondo della ricerca), di acquisire conoscenze e esperienze, per poi avviare lo sviluppo su scala nazionale, che, ormai, è alle porte. Lo dice anche il recentissimo decreto legislativo del 3 Marzo 2011 [4], che prevede l introduzione di incentivi in forma stabile (non più sperimentale, come fatto sinora) per tutti i DSO (Distribution System Operator) che effettuano interventi di ammodernamento secondo i concetti di smart grid, con particolare attenzione per i sistemi di controllo, regolazione e gestione dei carichi e delle unità di produzione. In linea con questo obiettivo, l articolo illustra le principali 1 La scadenza per la presentazione dei progetti era fissata al 10/11/2010 1

2 soluzioni e tecnologie innovative implementate nei sei Progetti per cui il Politecnico ha svolto la funzione di advisor e i corrispondenti benefici attesi. II. RETI ATTIVE A. Definizione di smart grid A livello internazionale, non esiste una definizione univoca e codificata di smart grid: in proposito, è interessante un breve articolo disponibile sul sito della Carnegie Mellon University (The many meanings of Smart Grid) [5]. Tutte le indicazioni esistenti concordano comunque sul fatto che una smart grid si distingue da una rete di distribuzione gestita tradizionalmente per la natura attiva della rete medesima e per il diverso grado di impiego di sistemi di comunicazione e controllo. In Italia, per rete MT attiva si intende, secondo le indicazioni tecniche contenute nella Delibera 2, una rete in cui: la presenza di UGD, per predefinite percentuali di ore annue (almeno l 1%), ecceda il fabbisogno delle utenze passive collegate alla rete stessa; l introduzione di opportuni sistemi di comunicazione e controllo permetta l integrazione delle azioni di tutti gli utenti attivi e passivi. Inoltre, a differenza del caso inglese (in pratica, unico precedente in Europa [7][8]), la Delibera definisce un preciso modello di smart grid attraverso criteri di merito specifici e requisiti obbligatori, riassumibili come di seguito 3 : rappresentare una concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzione MT in esercizio; essere riferito a una rete MT attiva o in alternativa, a una porzione di rete MT attiva; prevedere un sistema di controllo/regolazione della tensione e un sistema in grado di assicurare la registrazione automatica degli indicatori tecnici; utilizzare protocolli di comunicazione non proprietari. L introduzione di queste specifiche caratteristiche permetterà di far fronte, attraverso l implementazione di soluzioni innovative, alle problematiche legate ad una forte penetrazione della GD nelle reti di distribuzione MT, meglio descritte nel seguito. B. L attuale scenario italiano Nello scenario attuale l integrazione della GD comporta notevoli problemi legati all automazione delle reti MT e alla gestione dei sistemi di controllo, regolazione e protezione; in relazione ai soli vincoli tecnici nodali, le reti di distribuzione MT italiane mostrano, invece, una più che discreta capacità di accoglimento della GD [9]. 2 Una precedente definizione è contenuta nella Norma CEI 0-16 [6] che indica una rete MT attiva se, per almeno il 5% del tempo annuo di funzionamento, si verifichi un transito di potenza dalla MT verso la AT. 3 In aggiunta sono stati forniti al comma 6.2 della Delibera anche alcuni requisiti facoltativi. Un primo livello di automazione con un forte impatto sulla GD consiste nella presenza delle cosiddette richiusure automatiche, ovvero sistemi in grado di richiudere l interruttore di partenza della linea MT a seguito di un apertura su guasto 4, concepiti nella visione di una rete sottesa puramente passiva. In questo caso, infatti, a seguito di un guasto 5 le utenze sono rialimentate e percepiscono soltanto un interruzione transitoria per il tempo necessario alla richiusura. Con la presenza di GD lungo le linee MT bisogna evitare che la richiusura avvenga quando lungo la linea sono ancora connessi generatori; in questo caso si avrebbe un parallelo pericoloso per le macchine 6. Altri problemi legati alla gestione dei sistemi di automazione di rete si possono presentare quando uno o più impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della rete di distribuzione dopo la disconnessione della stessa porzione dal resto del sistema elettrico (isola indesiderata 7 ), oppure quando il generatore, in caso di guasto sulla linea MT alla quale è connesso, continui ad alimentare il guasto stesso, rendendo vana la richiusura (richiusura negativa). L attuale strategia per evitare simili situazioni prevede la rapida disconnessione dei generatori in caso di apertura dell interruttore di CP attraverso il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI, codificato nella Norma CEI 0-16 e CEI 11-20). Tuttavia, in assenza di sistemi di comunicazione tra CP e GD, le informazioni di cui dispongono i relè d interfaccia sono esclusivamente locali: le soglie di massima e minima frequenza/tensione non riescono a distinguere condizioni di perdita di rete da perturbazioni nelle quali la tensione oppure la frequenza si discostano dai valori nominali per cause dovute a squilibrio tra generazione e carico (o, più in generale, a guasti e perturbazioni anche nelle reti di alta e altissima tensione). In alcuni casi (già verificatisi nel recente passato) il SPI potrebbe agire in modo intempestivo, distaccando ulteriore generazione dalla rete; in altri casi mantenere un isola indesiderata in presenza di ridotto squilibrio fra le potenze attiva/reattiva generate e quelle richieste dai carichi. Inoltre, l attuale SPI, basato come già detto sul rilievo locale di tensione e frequenza, in occasione di significativi transitori di frequenza sulla rete di alta tensione 8, disconnette la GD collegata alla rete di distribuzione, che quindi non partecipa al contrasto della perturbazione in atto sul sistema, bensì ne aggrava l entità, 4 In alcune porzioni di rete, è anche sfruttata la possibilità di effettuare richiusure tramite apparecchiature di manovra poste lungo linea. 5 In funzione della tipologia del guasto e del fatto che sia permanente o possa estinguersi durante il tempo di attesa alle richiusure; solo in caso di guasto monofase a terra gli utenti sani a monte del guasto, in alcuni casi, possono non subire alcuna interruzione. 6 Una simile condizione si è dimostrata critica, in passato, per i generatori rotanti direttamente connessi alla rete; in prospettiva, è preferibile evitarla anche per i generatori connessi alla rete mediante inverter. 7 Le conseguenze negative dell isola indesiderata sono note in letteratura: per gli scopi del Progetto, si rileva che una simile condizione mette a rischio il funzionamento dei sistemi di riconoscimento del tronco guasto e riconfigurazione della rete, con conseguenze negative sulla continuità del servizio. 8 Quali quelli derivanti da disconnessione dal parallelo UCTE (28 settembre 2003), ovvero da pesanti perturbazioni provenienti dalle reti estere (4 novembre 2006). 2

3 disconnettendosi in tempi brevissimi, e causando problemi alla sicurezza del complessivo sistema nazionale [10]. Un ulteriore criticità per la rete è data dalla attuale regolazione di tensione (regolazione del rapporto di trasformazione del trasformatore AT/MT, eventualmente con compound) che diventa evidente in presenza della cosiddetta inversione del profilo di tensione (cioè nel caso in cui la tensione nei punti più periferici della rete quelli a cui è potenzialmente connessa la GD assuma valori superiori alle tensioni nei nodi in prossimità delle sbarre MT) lungo il singolo feeder. In tal caso, infatti, la regolazione di tensione come attuata oggi non risulta più efficace ed, anzi, può avere effetti dannosi sui profili di tensione di rete: l impostazione di setpoint sbagliati potrebbe causare l infrazione dei limiti di tensione superiori, in corrispondenza di quei nodi, a potenziale maggiore delle sbarre MT, dove è installata GD (Figura 1). master slave [11]. In tale logica il relé di protezione di linea posto in CP funziona da master mentre il SPI della GD assolve la funzione di slave. Il sistema proposto opera in modalità fail-safe: il SPI in presenza della rete di comunicazione riceverà un segnale di keep-alive su un ingresso dedicato. In tali condizioni il SPI mantiene le soglie di intervento per valori locali di tensione e frequenza a valori più ampi ( soglie allargate ), evitando scatti intempestivi. Il SPI, pertanto, in presenza della rete di comunicazione, potrà disconnettere la GD solo in caso di messaggio di telescatto (Figura 2), da attuare senza ritardo intenzionale, da parte del relè master o in caso di uscita dei valori locali di tensione e frequenza dalle soglie allargate. Figura 2. Comando di telescatto. Qualora invece, in mancanza di comunicazione, il segnale di presenza rete non arrivi, il SPI tornerà ad una logica di funzionamento stand alone, riportando le soglie di tensione e frequenza ai valori attualmente in uso imposti dalla Norma CEI Figura 1. Sovratensione nel punto di connessione della GD (nodo 48). III. EVOLUZIONE COSTITUITA DAI PROGETTI Il superamento dei problemi appena esposti è un passo imprescindibile per sfruttare appieno la hosting capacity delle reti attuali. Un simile sfruttamento ha una valenza sistemica ed economica di grandissima importanza: sarebbe in tal modo consentito l impiego per nuove finalità (connessione di GD) di infrastrutture esistenti. La soluzione di questi problemi prospettata nei sei Progetti è quella di passare ad una modalità di gestione attiva della rete di distribuzione impiegando sistemi di comunicazione e controllo, in grado di trasferire dalla CP opportuni segnali ai singoli generatori, in modo da consentirne una reale integrazione nella rete di distribuzione e, più in ampio, nel sistema. Alcune soluzioni implementate nei Progetti sono di seguito elencate. Per evidenti motivi di sintesi, si sono riportate le soluzioni in termini di principi generali, senza scendere nelle specificità applicative di ciascun progetto. A. Incremento dell affidabilità del SPI mediante telescatto Il sistema da implementare prevede che un segnale di telescatto venga inviato dalla Protezione di Linea ai SPI innovativi. Nell ipotesi di considerare la rete in funzionamento nel solo assetto radiale (trascurando, quindi, in prima analisi le possibilità di controalimentazione e di riconfigurazione della rete in caso di anomalia o guasti) è possibile implementare una logica di controllo di tipo B. Regolazione innovativa della tensione MT Nonostante le evoluzioni della EN [12] abbiano recentemente condotto a valori di tensione tollerabili, sulle reti MT, superiori transitoriamente al 110% di Un, si rende necessario agire sulle iniezioni delle unità di generazione (UGD) al fine di non superare tale limite (inteso come media dei valori efficaci su 10 minuti). Al fine di ovviare a questa forte limitazione e di incrementare in maniera sensibile la hosting capacity della rete senza realizzare nuove infrastrutture, nei sei Progetti si implementa una regolazione locale di tensione [13]. In particolare, si propone un algoritmo che, al raggiungimento di una determinata soglia di tensione nel punto di connessione di un generatore alla rete (ad es. 1,08 Un), comandi al generatore stesso di funzionare in assorbimento di reattivo ad un prefissato cosφ (ad esempio, 0,95). In caso tale azione si dimostri non sufficiente al contenimento della tensione, potrebbero essere inviati comandi per variare il fattore di potenza di altre UGD poste lungo la linea, agire sul VSC per diminuire le tensioni su tutta la rete, oppure limitare le iniezioni attive dei generatori, fino a, nel caso peggiore, annullare l iniezione attiva degli impianti di GD. La possibilità di richiedere iniezioni di reattivo da parte della GD potrebbe essere sfruttata anche ai fini di migliorare l efficienza delle reti MT: l iniezione in rete di potenza reattiva è in grado di diminuire i transiti di reattivo lungo le linee, rifasando la rete MT. Il sistema di regolazione di tensione sarà potenzialmente utilizzato anche in modo congiunto rispetto all uso di batterie di condensatori in 3

4 Cabina Primaria e a comandi eventualmente impartiti dal TSO (Transmission System Operator). C. Monitoraggio/controllo delle iniezioni da GD Circa i problemi di sistema indotti dalla massiccia presenza di GD, saranno scambiati con il TSO opportuni segnali a livello di CP (come, per esempio, misure aggregate di tutto il carico e, separatamente, di tutta la generazione) al fine di implementare nuove modalità di esercizio della rete di distribuzione (a seguito della ricezione di eventuali comandi dal TSO) e un migliore controllo della rete di trasmissione. La necessità di comunicare al TSO valori distinti per la misura aggregata dei carichi e per la misura aggregata delle iniezioni sottese alla CP può essere assolta solo a mezzo di una infrastruttura che sia in grado, per quanto attiene alla rete MT (ed eventualmente BT) sottesa, di rilevare, con opportune tempistiche, le iniezioni da parte della GD. D. Limitazione/modulazione in emergenza della potenza attiva immessa da parte di ciascuna UGD La possibilità di comunicare con i produttori per i fini già esaminati consente anche di limitare/modulare la potenza attiva della GD nella prospettiva di un dispacciamento locale [14] da effettuare a cura del DSO o a seguito di comandi imposti dal TSO in particolari condizioni di rete, legate a temporanee limitazioni al transito sulla rete/linea di distribuzione. In ogni istante saranno noti i transiti sulle linee e i valori di carico e generazione (con relativa capacità di regolazione) e sulla base di queste informazioni saranno stabilite le eventuali necessità di modulazione o limitazione, dell energia attiva erogata da parte di ciascuna UGD collegata alla CP, al fine di ottenere un profilo di scambio prestabilito tra CP e TSO. IV. ARCHITETTURA DEL SISTEMA: LA SOTTOSTAZIONE ESTESA Tutte le funzioni innovative sono rese possibili dall implementazione di un opportuno sistema di comunicazione, teso a realizzare il concetto di sottostazione estesa 9. L architettura proposta di sottostazione estesa risulta sviluppata su più livelli funzionali in relazione alle diverse funzioni implementate. A seconda delle funzioni implementate, si è adottata la struttura di comunicazione più adatta, sviluppata su due livelli (Figura 3, destra): Cabina Primaria (CP); Utente attivo o Cabina del DSO; o su 4 livelli (Figura 3, sinistra), per sistemi più complessi: Cabina Primaria; Cabina Secondaria e Cabina di Consegna; Interfaccia dati tra Distributore e Utente; 9 Per sottostazione estesa si intende una estensione della visione del sistema di supervisione e protezione (concetto oggi già applicato, nel paradigma disegnato dal protocollo IEC 61850, alla sola cabina primaria) anche ad automi remoti (utenze attive, utenze passive) lungo le linee di distribuzione MT. Utente (attivo, passivo). Figura 3. Architettura di comunicazione a 4 livelli (sinistra) e a due livelli (destra) nella sottostazione estesa. In particolare, l architettura su 4 livelli permette di realizzare anche funzioni evolute come: la selettività logica lungo linea, al fine di migliorare la gestione dei guasti (esercizio non ordinario) con notevoli benefici sulla continuità del servizio; l implementazione e la gestione di una innovativa Infrastruttura di Ricarica per veicoli elettrici, progettata con tecnologie all avanguardia [15] e integrata con un Sistema di Storage MT multifunzionale che potrà anche essere utilizzato per fornire servizi alla rete MT; l abilitazione di strategie di Demand Response, coinvolgendo gli utenti passivi (clienti finali) anche sul livello BT nella gestione responsabile dei propri consumi. La rappresentazione gerarchica, ben evidenziata dal sistema di comunicazione, risulta associata anche alla necessità di differenti livelli di affidabilità/costo delle apparecchiature: in CP l architettura di comunicazione deve essere estremamente affidabile mentre, proseguendo lungo i vari livelli, fino ad arrivare all utente attivo, si potrà accettare un diverso compromesso tecnico/economico. V. IL SISTEMA DI COMUNICAZIONE A. Infrastrutture di comunicazione impiegate Il componente/sistema, necessario per l implementazione e il corretto funzionamento delle soluzioni fin qui descritte, è il sistema di comunicazione. A valle delle indagini condotte sul territorio, si è deciso di impiegare, ove possibile, infrastrutture di comunicazione già presenti, in particolare la rete internet pubblica sfruttando la tecnologia DSL o WIMAX. In aggiunta a tale vettore di comunicazione, nei diversi Progetti si è previsto di realizzare alcuni collegamenti dedicati realizzati in WI-FI, in fibra ottica o in fibra ottica ADSS (all-dielectric self-supporting). La rete internet pubblica, infatti, risulta essere una scelta economica e vantaggiosa per consentire lo scambio di dati in tempo reale tra CP e GD visto che gli standard di sicurezza sono tali da assicurare l integrità delle 4

5 comunicazioni e l accesso indifferenziato è spesso sufficiente anche per le applicazioni più critiche. Inoltre l impiego di infrastrutture condivise e non sviluppate esclusivamente per specifici scopi dimostra come sia possibile ottenere vantaggi economici ed ambientali grazie alla complementarietà della rete elettrica e della rete di informazione sia nelle loro funzioni, sia nella loro espansione. Si può infatti supporre che in contesti già fortemente sviluppati, come quello urbano, la rete di informazione possa essere impiegata come supporto funzionale per quella elettrica; mentre, in contesti meno densamente abitati, i nuovi sviluppi della rete elettrica possano costituire non solo un supporto fisico, ma anche driver di sviluppo per la rete di informazione. B. Protocollo per la comunicazione All interno dell architettura realizzata, il protocollo utilizzato per gestite tutte le funzioni di protezione, comando, monitoraggio e automazione è quello definito dalla IEC [16], standard di riferimento per la realizzazione dei sistemi di automazione delle sottostazioni elettriche. Al fine di garantire l interoperabilità tra apparati di produttori diversi, lo standard specifica il protocollo, il formato dei dati, gli oggetti e il linguaggio di configurazione (SCL) dei vari dispositivi, realizzando un modello astratto degli oggetti presenti replicando in ogni dettaglio gli apparati e le funzioni svolte nel mondo elettrico reale. Il modello virtuale così sviluppato viene infine tradotto concretamente a livello applicativo in messaggi GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) e MMS (Manufacturing Message Specification). Grazie all instaurazione di una VPN tra CP e GD di livello 2, si utilizzano messaggi GOOSE per lo scambio, con periodicità predefinita, di segnali di tipo KEEP ALIVE aventi il compito di rivelare la presenza del sistema di comunicazione, e messaggi MMS per attuare lo scambio di tutte le informazioni che richiedono un architettura di comunicazione di tipo client-server e per consentire l invio di file di report opportunamente criptati allo SCADA. Nell intero sistema di sottostazione estesa, al fine di rendere significativo il transito di informazione, si prevede la sincronizzazione degli apparati con un orologio mondiale attraverso sistemi NTP o sistemi GPS. VI. BENEFICI ATTESI A. Benefici attesi dei Progetti Dopo aver descritto le principali caratteristiche dei sei Progetti si individuano i parametri di valutazione e i corrispondenti benefici attesi, che hanno impatto sia sul DSO che sugli utenti attivi direttamente coinvolti. Come già fatto per le funzionalità, anche i benefici conseguibili non sono illustrati in dettaglio per ciascun progetto, ma sono elencati a livello generale: in particolare, sarà possibile conseguire: un aumento della GD installabile sulle reti di distribuzione soprattutto da FER; una maggiore efficienza energetica, riducendo le perdite lungo la rete, grazie ad un avvicinamento tra carico e generazione; una riduzione/differimento degli investimenti nel potenziamento della rete, grazie alla migliore sincronizzazione dei prelievi e delle immissioni di energia su un estensione spaziale predeterminata, ad alleviare il carico sulla rete elettrica; un minor impatto ambientale riducendo le emissioni di CO 2. L introduzione del telescatto conduce al superamento dei limiti degli attuali SPI, rendendo possibile la rimozione (o meglio, il rilassamento) delle soglie di sovra e sotto frequenza del relè, conseguendo: maggiore affidabilità a livello locale (lo scatto del SPI in caso di perdita di rete avviene in maniera sicura, con minori rischi di islanding, di scatti intempestivi o di chiusure in controfase); maggiore sicurezza dell esercizio a livello di sistema, sia tramite automatismi, sia per la possibilità di trasmissione di informazioni e comandi da e verso TERNA; migliore gestione e controllo della rete MT. La possibilità di far comunicare CP e GD conduce inoltre ad una migliore utilizzazione degli impianti esistenti, mediante un opportuno coordinamento delle risorse diffuse, che prevede: la regolazione della potenza reattiva; la regolazione della potenza attiva erogata dai generatori medesimi; il miglioramento della qualità del servizio intesa sia come continuità che come qualità della tensione. L installazione di un sistema di storage, integrato con l infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici, permetterà di: incrementare lo sviluppo della mobilità elettrica; aumentare l efficienza energetica e diminuire le emissioni inquinanti legate al settore dei trasporti; ottimizzare la gestione dei flussi energetici, con un migliore dispacciamento delle FER; fornire servizi alla rete, ad es. controllo di tensione; sperimentare funzioni di controllo e gestione della rete di distribuzione in presenza di sistemi di accumulo in grado di aumentare in maniera decisiva la capacità di accoglimento sulle reti stesse di GD intermittente/non programmabile. La presenza di un sistema di comunicazione può essere utilizzata (in prospettiva) verso i clienti finali per la sperimentazione di modalità di demand response attraverso segnali di prezzo, oppure ancora per controllare congiuntamente GD e carico o diversi impianti di GD per la definizione di profili di scambio prevedibili. B. Indicatore di Performance La graduatoria delle richieste è stata stilata dall Autorità sulla base dell Indice di Performance (IP), pari al rapporto tra l Indicatore dei Benefici (IB) e il costo (C) del progetto. 5

6 In accordo con il documento redatto dal Nucleo della Commissione di esperti (Determina 7/10 Allegato B), l indicatore dei benefici è il prodotto tra il punteggio tecnico e la potenza immettibile in rete da GD in seguito all intervento per cui è richiesto il trattamento incentivante: M nlinee_ sottese IB IB = Psmart Aj ; IP = n linee_ smart C j= 1 Il punteggio tecnico di ciascun progetto si ottiene sommando i benefici relativi a quattro diversi ambiti di valutazione: A1. Dimensione del progetto dimostrativo; A2. Grado di innovazione del progetto dimostrativo; A3. Fattibilità del progetto dimostrativo; A4. Replicabilità su larga scala del progetto dimostrativo. La P smart potenza equivalente da GD rappresenta il risultato finale quantitativo da massimizzare. Per la sua determinazione, si adotta l approccio definito nell allegato 2 della Del. ARG/elt 25/09. Definita Situazione iniziale la situazione di rete puramente passiva (nella quale non c è presenza di GD), si individua la potenza (e successivamente la corrispondente energia) tecnicamente installabile sulla rete attuale (freccia verde in Figura 4) e a seguito degli interventi per cui si richiede il trattamento incentivante. Figura 4. Aumento della Hosting Capacity di rete. Questa seconda quantità è divisibile in due parti: la prima si ottiene a valle degli interventi realizzati sul sistema di controllo, regolazione e protezione della rete (freccia gialla a destra in Figura 4), che comprende, quindi, anche il contributo dovuto alla regolazione di tensione (freccia gialla a sinistra in Figura 4), mentre la seconda si ottiene introducendo in rete un sistema di accumulo opportunamente coordinato e regolato in rapporto a carico e generazione sottesi (freccia rossa a destra in Figura 4) e capace di fornire servizi per la rete come la regolazione di tensione (freccia rossa a sinistra in Figura 4) 10. VII. CONCLUSIONI I risultati ottenuti dai progetti, che dovranno essere resi pubblici, permetteranno la disseminazione delle esperienze e una più realistica valutazione dei risultati utile per sviluppare e implementare, in modo concreto e definito, la prospettiva di evoluzione tutta italiana delle smart grid. È importante sottolineare che la modalità di incentivazione proposta, in linea con quanto già fatto in Europa, è del tipo incentive-based regulation : il meccanismo prevede che i progetti pilota non siano finanziati in conto esercizio o conto capitale, ma tramite un incentivo tariffario garantendo un rendimento maggiorato rispetto a chi investe in reti tradizionali. Ad oggi, infatti, l approccio output-based regulation, generalmente identificato come quello ottimale [17], non è praticamente applicabile in quanto il regolatore non può definire con precisione i benefici e i corrispondenti obiettivi su cui basare la regolazione. VIII. BIBLIOGRAFIA [1] [2] Delibera ARG/elt 39/10 Procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell Allegato A alla deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07. [3] Delibera ARG/elt 12/11 Valutazione e graduatoria dei progetti pilota relativi a reti attive e smart grids, di cui alla deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas 25 marzo 2010, ARG/elt 39/10. [4] Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE. [5] M.G. Morgan, J. Apt, L.B. Lave, M.D. Ilic, M. Sirbu, J.M. Peha, The many meanings of Smart Grid. [6] Norma CEI 0-16 Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle Imprese distributrici di energia elettrica. [7] Distributed Generation Incentive Innovation Funding Incentive Registered Power Zones Regulatory, Ofgem. [8] Low Carbon Networks Fund, Ofgem. [9] Delibera ARG/elt 25/09 Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita in Italia per l'anno 2006 ed analisi dei possibili effetti della generazione distribuita sul sistema elettrico nazionale. [10] M. Merlo, G. Monfredini, M. Ambroggi Protezione della generazione diffusa sulle reti MT, AEIT Maggio-Giugno [11] M. Delfanti, V. Olivieri, M. Pozzi, M. Ambroggi, O. Ornago IEC61850-based loss of main protection:the Milano Wi-Power project, CIRED [12] EN 50160: 2010 Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems. [13] D. Moneta, P. Mora, M. Gallanti, G. Monfredini, M. Merlo, V. Olivieri MV network with Dispersed Generation: voltage regulation based on local controllers, CIRED [14] M Delfanti, M. Merlo, V. Olivieri Verso le smart grid: generazione diffusa e servizi per il dispacciamento, Convegno Nazionale AEIT, Milano [15] F. Caleno, T. Valentinetti, M. Delfanti, V. Olivieri Il ruolo dei DSO nelle infrastrutture di ricarica per i veicoli elettrici. [16] IEC series: Communication networks and systems for power utility automation. [17] L. Meeus, M. Saguan, JM. glachant, R. Belmans, Smart Regulation for Smart Grids, EUI Working Paper RSCAS 2010/45, Per i Progetti che non prevedono l installazione di sistemi di storage questo contributo è nullo. 6