Perché le smart grids

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1 Massimo Gallanti

2 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 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 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) Le nuove tecnologie Gli standard tecnici

3 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

4 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 Banda di regolazione incrementata, per far fronte anche alla non programmabilità di FV e eolico

5 La trasformazione della rete di distribuzione

6 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. 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)

7 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. Una volta connessi, oggi i generatori producono quando e come vogliono. Si comportano allo stesso modo dei carichi.

8 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

9 Come è stato affrontato fino ad oggi il problema dell inversione di flusso Il distributore 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 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

10 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 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

11 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

12 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)!" 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 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

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

14 L impatto della generazione non programmabile sulla sicurezza del sistema elettrico Riserva a salire " Limitata quantità di generazione non programmabile Riserva a salire Grande quantità di generazione non programmabile Riserva a scendere Generazione programmabile abilitata ai servizi di rete Generazione non programmabile abilitata ai servizi di rete Riserva a scendere Generazione programmabile abilitata ai servizi di rete FV Generazione non programmabile abilitata ai servizi di rete $ % #

15 &' Riserva a salire " Generazione programmabile abilitata ai servizi di rete FV Generazione non programmabile abilitata ai servizi di rete 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 il sole)

16 Nuove sfide per la sicurezza del sistema elettrico nazionale La sindrome della Summer Sunny Sunday Il sistema deve ora far fronte al Picco illuminazione ()*!+, Forte riduzione delle fonti convenzionali durante il giorno

17 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.

18 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! "#! $!!! %#-- './ & ' (!) $%# $ +- ' $ * -8! 5 &' 9 -) (! # $ #!"" , : 4-75;

19 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 < 55!! # )! * -+,)!# 4<,=7#$ - 6 $. 5 '> 5 : : '5 * -7+,? $ " 5

20 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

21 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 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

22 I grandi impianti FV devono contribuire alla fornitura dei servizi 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 (),4 71 * -B C ' *,

23 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 "!" Possibile soluzione: apertura della protezione di interfaccia del generatore, tramite comando remoto da parte del Distributore

24 Anche la Generazione Distribuita deve fornire supporto alla rete La gestione della protezione anti islanding mediante telecontrollo della GD Comando apertura protezione i/f generatori /!# 0 # # 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

25 Monitoraggio in tempo reale delle produzioni/ consumi sulla rete di distribuzione 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

26 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.

27 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 della domanda Nuovi sistemi di accumulo (batterie, CAES) anche distribuiti Previa valutazione costi/benefici

28 Una rete di distribuzione attiva per facilitare la diffusione della GD

29 8' C è la necessità di incrementare l hosting capacity (capacità di connettere Generazione distribuita) dell attuale rete di distribuzione, garantendo la qualità del servizio agli utenti connessi #'A2D,E - 3 6

30 Superare l approccio fit & forget tramite il controllo in esercizio 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 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

31 8' Controllo locale di tensione su rete di distribuzione Variazione della potenza reattiva da parte del generatore cosϕ=1 cosϕ=0.9 ϕ

32 8' Controllo distribuito di tensione su rete di distribuzione DDI DDI DDI comm comm comm local local local DDI DDI DDI comm comm comm local local local Cabina Primaria!

33 8' Sperimentazione RSE: risultato dell azione del sistema di controllo distribuito "# $$% & 23 "'#% $$ &! -5 MVar 1 V [kv] OLTC Feeder 2 F2 ante-ottimizzazione F2 OLTC F2 OLTC+ Qgen F1 ante ottimizzazione F1 OLTC F1 OLTC+Qgen MVar Feeder Numero nodo

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36 Le azioni legislative, di normazione tecnica e regolatorie < 4< =#7 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

37 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 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

38 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 elettronici già funzionanti Progetti dimostrativi su smart grids 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: 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)

39 Il ruolo di primo piano dell Italia nelle Smart Grids Leadership in iniziative internazionali Progetto ISGAN (International Smart Grids Action Network), avviato come Implementing Agreement IEA, con leadership Italiana (con RSE) EEGI (European Electricity 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)

40 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)

41 Grazie per l attenzione l

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