INTERVENTI REGOLATORI PER L'INTEGRAZIONE DELLE FONTI RINNOVABILI NEL SISTEMA ELETTRICO: Smartgrid, Storage, Autoconsumo e Mercato

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1 INTERVENTI REGOLATORI PER L'INTEGRAZIONE DELLE FONTI RINNOVABILI NEL SISTEMA ELETTRICO: Smartgrid, Storage, Autoconsumo e Mercato Luca Lo Schiavo e Gervasio Ciaccia Autorità per l energia elettrica e il gas Rimini, conferenza ANIE 8 novembre

2 RINNOVABILI: LA TRASFORMAZIONE IN CORSO (1/2) Impianti FRNP potenza connessa [GW] 19,7 24,5 16,4 12,8 PhV Wind 9,3 6,0 3,5 1,6 1,9 1,6 1,9 2,8 2,7 4,0 0,4 3,5 1,1 4,9 5,8 7,0 8, Sistema elettrico nazionale: 51 GW (picco), 22 GW (valle) Autorità per l energia elettrica e il gas 2

3 RINNOVABILI: LA TRASFORMAZIONE IN CORSO (2/2) Produzione lorda da fonti rinnovabili in Italia dal 1996 a oggi Impianti termoelettrici da biomasse e rifiuti Impianti fotovoltaici GWh Impianti eolici Impianti geotermoelettrici Impianti idroelettrici Sistema elettrico nazionale: 330 TWh Autorità per l energia elettrica e il gas 3

4 Giorni lavorativi Giorni lavorativi Giorni festivi Giorni festivi 4 GLI EFFETTI DELLA TRASFORMAZIONE: IMPATTO SULL ESERCIZIO DEL SISTEMA (1/2)

5 GLI EFFETTI DELLA TRASFORMAZIONE: IMPATTO SULL ESERCIZIO DEL SISTEMA (2/2) Riduzione del carico residuo difficoltà di gestione in sicurezza del sistema, riduzione dell inerzia del SE, difficoltà di approvvigionamento dei margini di riserva. Ripidezza delle rampe diurna e preserale azioni rapide di bilanciamento con impianti con elevata capacità di modulazione, tempi rapidi di risposta e trascurabili vincoli di permanenza in servizio. Intermittenza maggiore difficoltà nella previsione dei fabbisogni residui, maggiori margini di riserva, maggiore flessibilità degli impianti per rispondere ai più frequenti e rapidi transitori, maggiori azioni di bilanciamento in tempo reale, maggiori necessità di monitoraggio in tempo reale del SE. Mercati modifica dell andamento dei prezzi orari, maggiore volatilità dei prezzi, riduzione media dei prezzi su MGP ed incremento di quelli MSD, maggiori sbilanciamenti, revisione degli attuali modelli di mercato GD e inversione dei flussi Numerosità, revisione dei servizi di sistema da fornire, revisione dei sistemi di difesa, revisione della logica delle protezioni, criticità sulla QoS Autorità per l energia elettrica e il gas 5

6 GLI EFFETTI DELLA TRASFORMAZIONE: IMPATTO SULLE RETI DI DISTRIBUZIONE Indicatore di criticità: ore annue con flusso inverso di potenza 6

7 Integrazione delle FRNP nel mercato = azioni di convergenza CAPACITÀ DI INTEGRAZIONE della PRODUZIONE INTEGRAZIONE NEL MERCATO SVILUPPO DELLA RETE ELETTRICA MODALITA DI GESTIONE DEL SISTEMA ELETTRICO (Dispacciamento) 7 di 10 7

8 LE AZIONI SULLE INFRASTRUTTURE Autorità per l energia elettrica e il gas 8

9 ERGEG SMART GRIDS POSITION PAPER final recommendations (2010) Ensure stable regulatory framework and long-term return on Investments Decouple profits and volume for grid operators Introduce output regulation: value for money of users Improve consumer awareness for energy use and market opportunities Incentivise innovative solutions (demonstration) Perform societal cost-benefit assessment Disseminate the results and lessons learned from the demonstration projects Adopt open protocols and standards for interoperability Distinguish grid-related activities vs market-related ones Learn from best regulatory practices Autorità per l energia elettrica e il gas 9

10 INIZIATIVE SPERIMENTALI PROMOSSE DA AEEG: SMART GRID RETI ATTIVE DI DISTRIBUZIONE: Definizione di requisiti minimi e criteri (rapporto benefici/costi, in parte quantitativo e in parte qualitativo) Selezione progetti dimostrativi (8 progetti da 7 imprese) Obiettivo: raccogliere elementi per definire la regolazione incentivante di tipo output-based Gestione della sperimentazione: varianti di progetto; cancellazione di un progetto Relazioni semestrali Prossima pubblicazione sul sito internet di relazioni intermedie (disseminazione) Prossima giornata di studio orientata alla disseminazione tra le imprese distributrici: 28 novembre 2013 (Milano) Autorità per l energia elettrica e il gas 10

11 DELIBERA ARG/elt 39/10 Con la delibera ARG/elt 39/10 viene avviato un processo di selezione di progetti pilota: rappresentino una concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzione in MT in esercizio; interessino una porzione di rete MT attiva: linee MT che presentano contro-flussi di energia attiva per almeno l 1% dell anno; prevedano un sistema di controllo/regolazione della tensione della rete e un sistema di registrazione automatica degli indicatori tecnici rilevanti; utilizzino protocolli di comunicazione non proprietari; I progetti selezionati avranno diritto all incentivo -WACC (2% per 12 anni sui cespiti entrati in esercizio) Autorità per l energia elettrica e il gas 11

12 P smart : INDICATORE DI HOSTING CAPACITY (beneficio principale delle smart grid) Vcontrol HV 1% of time P DG MV Rete attiva + storage latenza 200 ms P smart Rete attiva latenza 200 ms intertrip (no islanding indesid.)* MV LV MV LV Rete attiva latenza s regolazione remota di tensione Min. Load P DG = 0 Rete passiva: flusso inverso (da MT a AT) per <1% del tempo P smart è l incremento di potenza attiva di GD (generazione distribuita) che può essere connessa al di sopra del livello minimo (Min.Load = carico minimo) grazie a investimenti di smartizzazione in condizioni sicure di corrente, tensione e frequenza * Molto critico in Italia per via delle richiusure rapide (400ms) 12

13 INNOVAZIONE: FUNZIONALITA DELLE SMART GRID Funzionalità principali per assicurare il rispetto dei limiti di: Latenza dei segnali corrente: modulazione della potenza attiva per emergenze relative ai limiti di corrente(minuti) tensione: modulazione della potenza reattiva per mantenere la tensione nei limiti (decine di secondi) frequenza: dialogo tra distributore e DG per identificare il tipo di perturbazione (guasto locale o transitorio globale di frequenza) evitando l islanding indesiderato (centinaia di millisec.) 13

14 LE AZIONI SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE Autorità per l energia elettrica e il gas 14

15 LE AZIONI SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE Cosa è stato fatto: le delibere ARG/elt 4/10 e ARG/elt 5/10 e gli Allegati A6, A13 e A17 al CdR; la delibera 84/2012/R/eel, le norme CEI 0-16 e CEI 0-21 e gli Allegati A68 e A70 al CdR ; la delibera 344/2012/R/eel, l Allegato A 72 al CdR e i lavori del CEI sul teledistacco; la delibera 281/2012/R/eel Cosa si deve ancora fare Completare la definizione dei servizi che le FERNP e la GD possono/devono erogare e delle modalità con le quali vengono erogati Autorità per l energia elettrica e il gas 15

16 LE AZIONI SUL DISEGNO DEI MERCATI DELL ENERGIA E DEL DISPACCIAMENTO Autorità per l energia elettrica e il gas 16

17 LE AZIONI SUL DISEGNO DEI MERCATI DELL ENERGIA E DEL DISPACCIAMENTO Cosa è stato fatto: la delibera ARG/elt 98/11; la delibera 46/2013/R/eel che ha introdotto modifiche alla struttura delle offerte su MSD per renderle più prossime ai costi sottostanti; la deliberazione 231/2013/R/eel sulla remunerazione della regolazione primaria di frequenza; il dco 508/2012/R/eel sui servizi di flessibilità; il dco 368/2013/R/eel sulla riforma degli sbilanciamenti effettivi. Cosa si deve ancora fare Completare la riforma del MSD permettendo anche alle FERNP di poter partecipare ai mercati dei servizi di dispacciamento. Autorità per l energia elettrica e il gas 17

18 IL DCO 354/2013/r/eel: possibili modelli di dispacciamento su reti di distribuzione Modello 1 Dispacciamento Centralizzato Esteso Modello 3 Profilo di scambio AT/MT programmato Modello 2 Dispacciamento Locale del DSO Autorità per l energia elettrica e il gas 18

19 Sperimentazioni di sistemi di accumulo Autorità per l energia elettrica e il gas 19

20 Caratteristiche dei progetti pilota SdA energy Autorità per l energia elettrica e il gas 20

21 PROSSIMI INTERVENTI SUI SISTEMI DI STORAGE Schemi di misura del CEI e regolazione del servizio di misura; Compatibilità dei sistemi di accumulo con i sistemi di incentivazione e i regimi di cessione amministrati (SSP, RID); Piccole modifiche regolatorie alla regolazione delle connessioni e del dispacciamento per tener conto dei sistemi di accumulo; Aggiornamento delle norme CEI 0-16 e CEI 0-21 al fine di definire i diversi servizi di rete che gli accumuli possono/devono essere in grado di erogare al fine di poter essere connessi alle reti; Sviluppo di una regolazione finalizzata alla remunerazione dei servizi offerti Autorità per l energia elettrica e il gas 21

22 ALTRE FORME DI AUTOCONSUMO L autoconsumo virtuale lo scambio sul posto L autoconsumo fisico i SSPC: SEU, SESEU, AA, SLD Autorità per l energia elettrica e il gas 22

23 Grazie per l attenzione Autorità per l energia elettrica e il gas Piazza Cavour, Milano mercati@autorita.energia.it infrastrutture@autorita.energia.it

24 Modello 1 Dispacciamento Centralizzato Esteso

25 Modello 2 Dispacciamento Locale del DSO

26 Modello 3 Profilo di scambio AT/MT programmato