Integrazione delle rinnovabili nel sistema...

Massimo Gallanti

Integrazione delle rinnovabili nel

sistema elettrico

ANIE Energia – ANIE Gifi

Rimini, 8 novembre 2013

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Le trasformazioni in atto nel Sistema

ElettricoI driver della

trasformazione

• «Decarbonizzazione»

della produzione elettrica

Generazione da fonti

rinnovabili

• non programmabile

• di piccola taglia• Spesso integrata

con il consumo

Effetti

• Efficienza energetica

cogenerazione

Nuovi usi

elettrici

• Scarsamente

programmabile• anche di piccola

taglia• Integrata con il

consumo• Pompa di calore• Mobilità elettrica• Cottura elettrica

• Integrazione mercatiIncremento

degli scambi2

Le trasformazioni in atto nel Sistema

Elettrico

Fonte: SEN

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Crescita potenza eolica e FV

Fonte: Terna

Le criticità dell’attuale sistema elettrico

• Ad oggi sono già connessi alla rete circa 26.000 MW di potenza da fonti rinnovabili non programmabili

– Quasi 18.000 MW di impianti FV in esercizio (più di 500.000 impianti)

– Più di 8.400 MW di eolico.

• La crescita continuerà nei prossimi anni– Al 2020 attesi quasi 35.000 MW di eolico e FV

Rapida crescita delle fonti rinnovabili non programmabili

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• I generatori di grossa taglia (eolico) sono concentrati in aree lontane dal carico dove spesso la rete di trasmissione non garantisce sufficiente capacità di trasporto

– Es. produzione eolica contrata tra Campania e Puglia

• Connessione di generazione di piccola taglia - detta anche Generazione Distribuita o Diffusa (GD) - sulla rete di distribuzione

– Già nel 2011, circa di 18.000 MW in esercizio, per una produzione di 29 TWh

– Oggi sono in esercizio più di 16.000 MW di soli impianti FV < 5 MW

Rapida crescita delle fonti rinnovabili non programmabili

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Situazione critica alla punta

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Fonte: Terna


Il sistema elettrico al 2020 secondo la SEN

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Le criticità di un sistema elettrico con FRNP

Carenza regolazione in situazione di eccesso di produzione da fonti rinnovabili e basso carico

FV+Eolico

Generazione non programmabile

non abilitata ai

servizi di rete

Generazione

programmabile

abilitata ai servizi di rete

Generazione

programmabile

abilitata ai

servizi di rete

Generazione non programmabile non abilitata ai

servizi di rete

Riserva a

scendere fornita

da generazione

abilitata

Riserva a salire

fornita da

generazione

abilitata

Riserva a salire

Riserva a

scendere

Limitata quantità di generazione non programmabile

Grande quantità di generazione non programmabile

Domanda da servire

Incremento di generazione

aleaotoria e che non contribuisce alla riserva

Una minor quantità di produzione convenzionale

deve garantire una maggior quantità di riserva

!

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Accentuate variazioni «carico residuo» in brevi intervalli di tempo

Fonte: TERNA

~ 5.000 MW

~ 11.000 MW

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• Regolazioni di frequenza– Primaria: automatica

– Secondaria: automatica

– Terziaria: manuale

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30 sAdattato da ENTSO-E

30 s – 15 min10 – 15+ min

Inerzia 500 ms

Time

30 s 30 s – 15 min


Riduzione di risorse di regolazione a fronte di maggiori esigenze

f∆


I limiti della rete elettrica

• La rete di trasmissione fa fatica a star dietro allo sviluppo della generazione da fonti rinnovabili non programmabili

• L’attuale rete di distribuzione è stata progettata come rete «passiva»

� 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.

� Oggi, una volta connessi, i generatori producono quando e come vogliono. Si comportano allo stesso modo dei carichi.

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Come fronteggiare le attuali criticità del

sistema elettrico

A. Responsabilizzare gli impianti da fonti rinnovabili non programmabili

B. Potenziare la rete elettrica di trasmissione e distribuzione

C. Aumentare la flessibilità del sistema elettrico

D. Revisione del disegno del mercato elettrico

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Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico

• Responsabilizzare gli impianti alimentati da fonti rinnovabili non programmabili (grandi e piccoli) rispetto alle esigenze del sistema elettrico

– Prevedere la potenza immessa in rete

• Oggi gli sbilanciamenti del sistema elettrico sono un costo socializzato.

• Prevedere lo scambio di potenza tra cabina primaria e RTN

– «Sostenere» il sistema elettrico in occasione di disservizi e di eventi critici sulla rete

• La GD deve essere «robusta» rispetto agli eventi di rete, per non aggravare il disservizio

– Fornire al sistema elettrico alcuni dei servizi obbligatori (es. riserva primaria) oggi forniti solo dagli impianti convenzionali

Responsabilizzazione della generazione da fonti rinnovabili non

programmabili

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• Eliminare i «colli di bottiglia» sulla Rete di Trasmissione Nazionale

Interventi sulla infrastruttura di rete

• Eliminare le strozzature sulla

rete del Centro-Sud che

impediscono il completo

sfruttamento della fonte eolica

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• Eliminare i «colli di bottiglia» sulla Rete di Trasmissione Nazionale

Interventi sulla infrastruttura di rete

Completare rinforzo

collegamento Sicilia-

Calabria

Rendere pienamente

operativo il

collegamento SA.PEI

Rinforzare il

collegamento tra

Centro Nord e Nord

Fonte: GME – Gennaio 2013

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Interventi sulla infrastruttura di rete –

Evoluzione delle rete di distribuzione verso le Smart Grid• La rete di distribuzione diventa «attiva»

• Effetti della presenza di GD sulla rete

– Es.: inversione di flusso nel 30% delle sezioni AT/MT per almeno il 5% delle ore annue

• Gli utenti (in particolare la GD) si comportano in modo “attivo”, cioè modificano il loro funzionamento secondo quanto disposto dal Gestore della rete

• Nuovi sistemi di automazione e nuovi componenti a disposizione del DSO, per il controllo della rete

Alla rete di distribuzione si sovrappone un pervasivo strato ICT:

• sui singoli componenti (es. protezioni intelligenti, sensori)

• Sistema di comunicazione per lo scambio di informazioni tra gli utenti connessi e

il sistema di controllo centrale

• Logiche di controllo a livello centrale (cabina primaria)

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Come fronteggiare le attuali criticità del

sistema elettrico

• Flessibilizzazione della generazione convenzionale

• Promuove la diffusione degli impianti di punta (centrali turbogas)

• Ricercare la flessibilità presso le risorse oggi «rigide» (carico, generazione non programmabile)

• Modulazione delle importazioni

• Impiego dei sistemi di accumulo (convenzionali e innovativi), anche distribuiti

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Aumentare la flessibilità del sistema elettrico


Aumentare la flessibilità del sistema elettrico

impianti convenzionali

• Valorizzare la generazione convenzionale (cicli combinati), aumentandone le prestazioni di flessibilità

– Aumentare la banda di regolazione (primaria, secondaria, terziaria)

– Riduzione della potenza minima (minimo tecnico)

– Riduzione dei tempi di avviamento da caldo e da freddo

– Riduzione dei tempi di permanenza in servizio

– Incremento dei gradienti nella rampa di avviamento

• Ruolo fondamentale dell’automazione di impianto per incrementare la flessibilità

• Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento deve valorizzare opportunamente la flessibilità

– L’esercizio flessibile riduce la vita tecnica dell’impianto

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~ 3800 ore


Garantire al Sistema elettrico la banda di regolazione primaria…

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Scenario 2020


… sfruttando le potenzialità degli impianti convenzionali

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Scenario 2020

• Partecipazione della generazione di piccola taglia e di quella non programmabile al mercato dei servizi di dispacciamento (MSD)

• Interrompibilità della generazione da fonti rinnovabili non programmabili in situazioni di criticità per il sistema elettrico

• Flessibilizzazione della domanda (Demand response)

• Maggiore integrazione con i sistemi elettrici confinanti

– Non solo nel mercato dell’energia, ma anche nel mercato dei servizi di

dispacciamento

Ricercare la flessibilità dove oggi non c’è


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Sistemi di accumulo

Esigenze per SdA

Caratteristiche

funzionali del SdA

Attori

Le differenti dimensioni da considerare nell’analisi dei sistemi si

accumulo

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• Esigenze di sistema• Esigenze di rete• Esigenze del produttore

e/o consumatore

• Soggetti regolati (TSO e/o DSO)• Operatori (produttori/Consumatori)• Operatori dedicati

• Sistemi Power intensive• Sistemi Energy intensive

Le esigenze applicative che motivano i sistemi

di accumulo

Esigenze di sistema

(globali)Esigenze di rete (trasm/distr.)

(locali)

Esigenze dell’operatore

(produttore/consumatore)

• Arbitraggio sui prezzi dell’energia

(Produttore, produttore/consumatore)

• Riduzione dei propri sbilanciamenti

• Incremento dell’autoconsumo

• Continuità/qualità del servizio

• Regolazione di frequenza (riserva

primaria, secondaria, terziaria)

• Incremento della domanda in ore

con eccesso di produzione

• Superamento di «colli di bottiglia»

locali dovuti alle FER

• Regolazione di tensione

• Continuità del servizio (livello minimo)

• Profilo di scambio tra rete di

distribuzione e di trasporto

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ESIGENZE

[caratteristiche funzionali]

Soggetti interessati al sistemi di accumulo

TSO DSO gen./cons.

Esigenze di sistema (globali)

Regolazione di frequenza (riserva

primaria, secondaria, terziaria)

[Power/Energy]

• impiego di SdA dedicati di

grossa taglia• ris. sec. e terz. come funz.

accessoria di SdA per altri scopi

• ris. primaria come funzione

accessoria di SdA installati per

altri scopi

• ris. primaria come funzione

accessoria di SdA installati

per altri scopi• ris. sec. e terz. con SdA di

grossa taglia

Incremento della domanda in ore con

eccesso di produzione [Energy]


grossa taglia

n.a. • impiego di SdA installati per

altra esigenza

Esigenze di rete (trasm./distr.)

(locali)

Superamento di «colli di bottiglia»

RTN dovuti alle FER [Energy]


grossa taglia in loco

n.a. n.a.

Superamento di «colli di bottiglia»

rete distrib. dovuti alle FER [Energy]

n.a. • impiego di SdA dedicati di

piccola/media taglia

n.a.

Regolazione di tensione [Power] • impiego di SdA dedicati in

loco

• funzione accessoria di SdA

installati per altra esigenza

n.a.

Continuità/Qualità del servizio

[Power/Energy]

n.a. • impiego di SdA dedicati in

loco

n.a.

Profilo di scambio tra rete di

distribuzione e di trasporto [Energy]

n.a. • impiego di SdS dedicati in loco • funzione accessoria di SdA

installati per altra esigenza

Operatori del mercato

Arbitraggio sui prezzi dell’energia

[Energy]

n.a n.a • impiego di SdA dedicati di

grossa taglia

Riduzione dei propri sbilanciamenti

[Power/Energy]

n.a. n.a. • impiego di SdA dedicati di

taglia ottimizzata

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• Sistemi di accumulo elettrochimico come parte dell’infrastruttura di rete

– Realizzati dal soggetto «regolato»

– Pagati come investimenti di rete, tramite le tariffe di rete

Sistemi di accumulo elettrochimico

La scelta italiana


• Per le esigenze di sistema, i SdA sono stati sviluppati da Terna

• Approccio «progetti pilota» - Sperimentare e rendere pubblici i dati della sperimentazione

CAVEAT:

I sistemi di accumulo oggi sono ancora costosi.

Utilizzarli quanto basta (soprattutto se il loro costa va in bolletta)

Eseguire una valutazione tecnica/economica comparata con altre soluzioni

• Rimozione di barriere normative per l’impiego in ambiente domestico e terziario

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• Come rendere il nuovo sistema elettrico economicamente sostenibile?

• La normativa/regolazione deve seguire l’evoluzione del sistema elettrico

• Questioni aperte

– L’allocazione degli oneri di sistema (o anche: l’esenzione dagli oneri di

sistema)

– Responsabilizzare la “nuova generazione elettrica”

– Tariffe che riflettono i costi

– Promozione dello sviluppo tecnologico – non si deve passare

dall’importazione di energia all’importazione di tecnologia!

Conclusioni

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Grazie perGrazie perGrazie perGrazie per

l’attenzione!l’attenzione!l’attenzione!l’[email protected]

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