AEEG - Schiavo Ciaccia - Interventi regolatori per le FER

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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 2013

2 Autorità per l’energia elettrica e il gas 2

RINNOVABILI: LA TRASFORMAZIONE IN CORSO (1/2)

Sistema elettrico nazionale: 51 GW (picco), 22 GW (valle)

Impianti FRNP potenza connessa [GW]

1,6 1,9 2,7

3,5 4,9

5,8 7,0

8,1 0,4

1,1

3,5

12,8

16,4

1,6 1,9 2,8

4,0

6,0

9,3

19,7

24,5

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

PhV

Wind


RINNOVABILI: LA TRASFORMAZIONE IN CORSO (2/2)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

70.000

75.000

80.000

85.000

90.000

95.000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

GWh

Produzione lorda da fonti rinnovabili in Italia dal 1996 a oggi

Impianti termoelettrici da biomasse e rifiuti Impianti fotovoltaici

Impianti eolici Impianti geotermoelettrici

Impianti idroelettrici

Sistema elettrico nazionale: 330 TWh

GLI

EFFE

TT

I D

ELLA

T

RA

SFO

RM

AZ

ION

E:

I

MP

AT

TO

S

ULL’E

SE

RC

IZIO

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L S

IST

EM

A (

1/2

)

Giorni lavorativi Giorni lavorativi

2010 2013

Giorni festivi Giorni festivi

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Autorità per l’energia elettrica e il gas 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

GLI EFFETTI DELLA TRASFORMAZIONE: IMPATTO SULLE RETI DI DISTRIBUZIONE

Indicatore di criticità: ore annue con flusso inverso di potenza 6

7 di 10

CAPACITÀ DI INTEGRAZIONE

della

PRODUZIONE

SVILUPPO DELLA RETE

ELETTRICA

MODALITA’ DI GESTIONE DEL

SISTEMA ELETTRICO

(Dispacciamento)

INTEGRAZIONE

NEL MERCATO

Integrazione delle FRNP nel mercato = azioni di convergenza

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LE AZIONI SULLE INFRASTRUTTURE

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

9 Autorità per l’energia elettrica e il gas


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)

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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

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Psmart: INDICATORE DI HOSTING CAPACITY (beneficio principale delle smart grid)

MV

HV

MV MV

LV LV

1% of time Vcontrol

Psmart 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

Rete passiva: flusso inverso (da MT a AT) per <1% del tempo

Rete attiva – latenza 10-20 s regolazione remota di tensione

Rete attiva – latenza 200 ms “intertrip” (no islanding indesid.)*

Rete attiva + storage latenza 200 ms

Min. Load

PDG

PDG= 0

Psm

art

* Molto critico in Italia per via delle richiusure rapide (400ms)

INNOVAZIONE: FUNZIONALITA’ DELLE SMART GRID

• 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.)

Funzionalità principali per assicurare il rispetto dei limiti di:

Latenza dei segnali

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LE AZIONI SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE


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


LE AZIONI SUL DISEGNO DEI MERCATI DELL’ENERGIA E DEL DISPACCIAMENTO


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.

Modello 1 “Dispacciamento Centralizzato Esteso”


IL D

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Modello 2 “Dispacciamento Locale del DSO”

Modello 3 “Profilo di

scambio AT/MT programmato”


Sperimentazioni di sistemi di accumulo


Caratteristiche dei progetti pilota SdA energy


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


ALTRE FORME DI AUTOCONSUMO

L’autoconsumo virtuale

• lo scambio sul posto

L’autoconsumo fisico

• i SSPC: SEU, SESEU, AA, SLD

Grazie per l’attenzione

Autorità per l’energia elettrica e il gas Piazza Cavour, 5 20121 Milano

[email protected] [email protected]

www.autorita.energia.it

Modello 1 “Dispacciamento Centralizzato Esteso”

Modello 2 “Dispacciamento Locale del DSO”

Modello 3 “Profilo di scambio AT/MT programmato”

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