Oneri di Sbilanciamento

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1 Oneri di Sbilanciamento Considerazioni tecnico economiche afferenti il mini hydro Gianfranco Borgini Vice-Presidente FederIdroelettrica FIERA di MILANO RHO 7 9 MAGGIO 2014 venerdì 9 maggio ore Centro Congressi Stella Polare sala Libra 1 Premessa Il notevole aumento della Generazione Distribuita (GD) (1) nel sistema elettrico e in particolare nelle reti di distribuzione MT e BT ha richiesto, come ènoto, una revisione delle modalità di protezione, gestione e regolazione delle stesse reti, che da originariamente passive stanno diventando attive. A livello internazionale detta evoluzione è denominata Smart Grid, che in ogni modo deve mantenere un elevato livello di sicurezza e di affidabilità dell intero sistema elettrico pur in presenza della GD. Con riferimento al contesto nazionale, si può constatare che l Italia è in una posizione favorevole e di avanguardia sia per la rete di distribuzione sia per l unificazione della rete di trasmissione (RTN) nonché per la diffusione dei contatori intelligenti ( Smart Meter ). Il sistema dinamico delle Smart Grid, come noto, è in evoluzione e richiede significativi investimenti al fine di valorizzare il contributo delle fonti di energia rinnovabile (FER) programmabili e non. In relazione a quanto premesso è diventato importante considerare l attuale struttura del sistema elettrico e il possibile sviluppo, con particolare riguardo alle reti di distribuzioni MT e BT e quindi è stato altresì necessario valutare, su scorta di calcolazioni e misurazioni a campione sulle stesse reti, gli effetti di criticità nell attuale sistema elettrico dovuti, in generale, agli impianti di produzione in GD e in particolare (per la presente memoria) a quelli in GDi e PGi GD Impianti di generazione con potenza nominale 10 MVA, connessi di norma in MT PG Impianti c.s. con potenza 1 MW; GDi e PGi c.s. relativi a soli impianti idroelettrici 2

2 Principali norme di riferimento Le Delibere AEEG 160/06, ARG/elt 25/09 con Allegati e successivi Documenti e Varianti, hanno stabilito, in sintesi, il massimo livello di penetrazione della GD con riferimento specifico alla potenza massima installabile in ciascun nodo o insieme di nodi MT e al rispetto dei seguenti vincoli tecnici : 1 Variazioni lente di tensione. La norma CEI EN indica che la tensione di esercizio in ogni nodo deve essere ± 10 % della tensione nominale per almeno il 95 % del tempo annuo. In pratica si sono considerati valori di + 10 % e 4%. 2 Variazioni rapide di tensione. La norma CEI EN fornisce un valore indicativo pari al 4 6% della tensione nominale. 3 Vincoli termici sulle linee. Il flusso di corrente sulle linee MT non deve superare la portata massima dei conduttori ( valore considerato 250 A ). 4 Incremento della corrente di corto circuito. Tiene conto del potere di interruzione dei sistemi di manovra MT e di interfaccia degli utenti (valore considerato 12,5 ka). 5 Inversione del flusso di potenza sul trasformatore AT/MT o su singole linee MT. La norma CEI 0 16 stabilisce che per il 5 % del tempo annuo (circa 450 ore), l inversione di flusso può essere tollerata considerandone trascurabili gli effetti. 3 Esame della situazione e considerazioni relative Nello studio ( * ) l analisi èstata svolta su un campione significativo della rete di distribuzione MT, cioè circa l 8% del totale sistema di distribuzione nazionale, che comprende dati reali relativi a reti di diversi Distributori in zone piuttosto estese dell Italia. Analogo studio èstato effettuato anche per la rete BT. Sulla rete di distribuzione dell Enel (MT e BT) risultano allacciati orientativamente il 90 % degli utenti attivi con impianti in esercizio. I risultati dello studio evidenziano che, nel rispetto dei vincoli tecnici nodali le reti di distribuzione nazionali (con oltre di Km tra linee MT e BT, circa CP e CS), come già accennato in premessa hanno una buona capacità di accoglimento della GD e a maggior ragione della PGi (Piccola Generazione idroelettrica). Anche un nuovo rapporto dell Agenzia Internazionale dell Energia (AIE) Ritiene che l integrazione delle FER fino a livelli del 5 10 % di copertura della domanda elettrica può essere fatta senza una revisione globale del sistema elettrico. ( * ) Sviluppo delle Smart Grid e Impatto sulle reti MT e BT ; Politecnico di Milano Dipartimento di Energia Proff.ri Delfanti Maurizio e Andrea Silvestri 4

3 La figure 1 e 2 mostrano gli istogrammi cumulati relativi all inviluppo dei vincoli tecnici richiamati in precedenza. Detti grafici rappresentano le quantità di GD installabili nel rispetto dei vincoli nodali, con particolare evidenza dei primi tre. Su una grande percentuale di nodi del campione, la potenza installabile è relativamente elevata, infatti l 85 % dei nodi analizzati è compatibile con una quantità di GD entro i 3 MW ; pertanto anche gli impianti minihydro con analoghe potenze non richiedono significative modifiche strutturali e funzionali delle esistenti reti. Tenuto altresì conto delle diverse tipologie di protezioni sulle reti MT e BT e della massima quantità di GD compatibile con i su accennati vincoli tecnici (almeno i primi tre), il citato studio del Politecnico sulle Smart Grid, evidenzia e conferma che l inserimento di impianti in PG su reti MT e BT con potenze rispettivamente fino ad 1 MW e kw è sostanzialmente compatibile con l attuale rete di distribuzione per la sua capacità dimensionale senza alcuna modifica. 5 (Fonte Politecnico di Milano) 6

4 (Fonte Politecnico di Milano) 7 I diagrammi di cui alle fig. 3 e 4 evidenziano come la quota idrica, a livello giornaliero, è sufficientemente costante e regolare ; dentro tale quota si ritrova anche il contributo degli impianti mini hydro (con P < 1 MW e con analogo andamento ), che numericamente rappresentano il 78 % circa del totale ( il restante 19 % circa riguarda potenze comprese fra 1 e 3 MW e circa il 3 % da oltre 3 a 10 MW). fig. 3 fig. 4 8

5 Tutti gli impianti mini hydro (fino a 10 MW), per lo più ad acqua fluente, in generale, pur non essendo programmabili, permettono tuttavia di formulare una ottima prevedibilità temporale della produzione (giornaliera, mensile ed annuale). Comunque pur tenendo a mente il significato dei due termini, nello specifico, la previsione tende a coincidere con la programmazione. Ciò è possibile sia per un fattore di contemporaneità e di aggregazione dei numerosi impianti nazionali (circa 2.400), sia perché, in generale, detti impianti non comportano rapide variazioni di potenza nell arco temporale della giornata. A tal proposito merita ricordare l andamento regolare e continuo dei rilievi secolari riguardanti i deflussi medi meteorici che hanno dirette ripercussioni sul regime delle portate dei corsi d acqua e quindi dei volumi utilizzabili. Ancora migliore regolarità si verifica laddove gli impianti in parola sono ubicati a valle di serbatoi o bacini di invaso e regolazione. In altre parole si può affermare che detti impianti sono caratterizzati da una ridotta aleatorietà temporale. 9 Questi impianti, tra l altro, utilizzano macchine rotanti con la loro inerzia (utile ai fini della riserva di rete) e con la ben nota possibilità di funzionare a fattore di potenza variabile secondo le necessità della rete ( o delle linee locali ). Inoltre gli impianti in parola, di norma, in quanto sono distribuiti sul territorio nazionale e ubicati : nei nodi di rete in grado di accogliere le potenze generate (possono fare eccezione gli impianti con valori di potenza compresa fra 3 e 10 MVA, peraltro numericamente molto ridotti); alla periferia delle rete radiale e/o in prossimità di utenze passive, contribuiscono a migliorare il profilo della tensione sulle singole linee e parzialmente il rifasamento, con beneficio del Distributore, pur rispettando i vincoli tecnici nei nodi di rete e in particolar modo non creano inversioni di flusso di potenza e energia (v. fig. 5 e 6). 10

6 11 Dai grafici relativi alla «Potenza e Produzione lorda da FER in Italia dal 1996 al 2012» (fig. 7 e 8 fonte AEEG) si può dedurre (come confermato dai rilievi fisici) che fino al 2005 circa, l effetto perturbante sulla rete degli impianti Eolici e Fotovoltaici era limitato in funzione dei valori, relativamente contenuti, di potenza ed energia immessa, ma successivamente la situazione è notevolmente cambiata, tale da richiedere modifiche strutturali e di esercizio dell intera rete (RTN compresa) Come ben noto ciò èdovuto alla concentrazione delle FER non programmabili in zone caratterizzate da una rete elettrica non idonea alla situazione e con un fabbisogno locale sensibilmente basso rispetto alla generazione installata ( v. Sud e Isole ) 12

7 Fig.7 13 Fig.8 14

8 Il valore dell energia immessa in rete dal mini hydro (con P 1 MW), in via approssimativa è di 4000 GWh, pari all 1,2 % circa della richiesta nel A tale energia corrisponde una potenza totale di circa 0,780 GW, pari al 2 % circa della potenza media del diagramma di carico giornaliero (nel 2012 la potenza elettrica efficiente lorda, secondo il GSE era di 0,591 GW). Anche a fronte di un possibile raddoppio di potenza ed energia, l impatto sulla rete di distribuzione esistente non richiederebbe modifiche strutturali e di esercizio. Poiché i valori di potenza messa in rete dall Eolico e dal Fotovoltaico sono rispettivamente circa 12 e 24 volte quelli del mini hydro ( con P 1 MW ), si può facilmente comprendere che l impatto sulla rete (sbilanciamento compreso) di questi ultimi (con generatori rotanti e non inverter), èben diverso da quello provocato dall Eolico e dal Fotovoltaico con la loro caratteristica aleatorietà. A questo punto merita ricordare anche la definizione di Corrispettivo di Sbilanciamento (v. Del. AEEG) che risulta come somma tra la quota energia (significativa per le conclusioni in questa memoria) e la quota residua, il tutto meglio specificato nell appendice che segue. 15 Proprio in ordine ai principali aspetti tecnici richiamati nella memoria, per altro in modo molto sintetico, si deduce che nell ambito del dispacciamento in immissione l onere di sbilanciamento richiesto ai produttori da mini hydro per la gestione della rete dovrebbe essere di valore marginale o trascurabile rispetto agli introiti derivanti dalla cessione dell energia elettrica. Introiti che, nell attuale contesto economico normativo, per la gran parte dei produttori ( con P < 1 MW ) si stanno riducendo verso il limite della sopravvivenza degli stessi impianti. Anche nel documento della «Presidenza del Consiglio dei Ministri» Posizione italiana su la Disciplina in materia di aiuti a favore dell Ambiente e dell Energia al paragrafo (120) lettera (d), delle «Linee Guida UE» Responsabilità di bilanciamento «Si chiede di prevedere una differenziazione di tale responsabilità sulla base della natura più o meno programmabile della fonte. Ciò al fine di ridurre ulteriormente i costi associati per il sistema»... e si può anche aggiungere : per ragioni di equità. 16

9 Appendice Il «Bilanciamento» come noto èil servizio svolto dal Gestore della Rete nell ambito del servizio di dispacciamento necessario a impartire disposizioni per l utilizzo delle risorse e per il mantenimento dell equilibrio delle immisissioni e dei prelievi nel sistema elettrico nazionale tenendo conto dei propri limiti e della necessità della riserva. Come altresì noto dal 1 gennaio 2013 alle centrali elettriche di produzioni a fonte rinnovabile programmabile e non programmabile, per le quali il GSE èutente del dispacciamento sono attribuiti tra gli altri costi, i maggiori oneri o ricavi derivanti dall attribuzione dei corrispettivi di sbilanciamento. Il corrispettivo di sbilanciamento espresso in Euro èdato dalla somma tra la quota energia e la quota residua, dove per : quota energia si intende lo sbilanciamento fisico generato dall unità di produzione moltiplicato per i prezzi zonali di vendita dell energia elettrica in esito al Mercato del Giorno Prima (MGP) e per quota residua si intende la differenza tra il corrispettivo di sbilanciamento e la quota energia. La formula (v. Del. AEEG 281/2012/R/EFR) è: dove : Qr = quota residua del corrispettivo orario di sbilanciamento attribuito da Terna al GSE in relazione ad un determinato punto di dispacciamento. Csh = corrispettivo di sbilanciamento complessivo attribuito ad un determinato punto di dispacciamento da Terna nell ora h. Pzh = prezzo di vendita dell energia elettrica nella zona in cui ricade il punto di dispacciamento per l ora h. Sbh = sbilanciamento effettivo del punto di dispacciamento nell ora h. 17 Terna per le unità non programmabili nel 2013 ha applicato delle franchigie variabili dal 20 % al 10 %. Dette franchigie vengono applicate, con specifiche modalità, da Terna sul programma determinato dall esito dei mercati dell energia elettrica. Il GSE trasferisce a tutte le unità di produzione FER programmabili e non, la quota residua come definita in precedenza.

10 Grazie per l Attenzione 19