Possibili modalità innovative di approvvigionamento delle ... · (in prospettiva) sistemi di...

Possibili modalità innovative di approvvigionamento delle

risorse per il servizio di dispacciamento da FRNP e GD

Studio allegato al DCO 354/2013/R/eel

Maurizio Delfanti, Valeria Olivieri

Politecnico di Milano

Dipartimento di Energia

Giovedì 6 Febbraio 2014

Milano - 06/02/2014

Indice del documento

• Capitolo 1

INTRODUZIONE

• Capitolo 2

RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO (ASSETTO ATTUALE)

• Capitolo 3

FRNP E DISPACCIAMENTO

• Capitolo 4

NUOVI SERVIZI PER IL DISPACCIAMENTO

• Capitolo 5

MODALITÀ INNOVATIVE DI APPROVVIGIONAMENTO DELLE

RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO

2

Milano - 06/02/2014

Risorse per il dispacciamento:

partecipazione delle FRNP alla gestione del sistema

• Le risorse per il dispacciamento, oltre che dalle unità convenzionali,

possono essere fornite direttamente da:

FRNP connesse alla RTN;

GD (FRNP e non) connessa alle reti di distribuzione;

(in prospettiva) dal carico MT e BT;

(in prospettiva) sistemi di accumulo dell’utente, del TSO o del DSO.

• Le risorse per il dispacciamento possono essere suddivise in:

requisiti/obblighi di natura tecnica servizi che le FRNP e la GD dovrebbero

garantire per connettersi alla rete, per un funzionamento del complessivo sistema

sicuro ed affidabile alcune prescrizioni già fornite (Grid Code; CEI 0-16; CEI 0-21);

servizi di mercato servizi necessari a gestire le congestioni della rete rilevante, a

predisporre adeguata capacità di riserva, e a garantire l’equilibrio tra immissioni e

prelievi anche in tempo reale

• Possono essere utilizzate dal TSO o dal DSO gestire correttamente la rete e far fronte a

problemi di natura globale risorse di sistema

problemi di natura locale risorse locali

3

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prescrizioni tecniche (requisiti/obblighi) 4

Risorsa Tipologia Servizio di sistema

(TSO)

Servizio locale

(DSO)

Risorse per la

riserva primaria di

potenza

Requisito/obbligo di

natura tecnica entro una

certa banda

Servizio di mercato per

maggiore capacità

SI

Correggere lo squilibrio

istantaneo tra produzione e

carico (anche inerzia sintetica)

Partecipazione

alla

rialimentazione

del sistema

elettrico


natura tecnica

SI

Piani di riaccensione

Disponibilità

all’utilizzo del

telescatto


natura tecnica

SI

Ristabilire il funzionamento in

sicurezza N-1

SI

Risolvere sovraccarichi di rete

qualora le risorse per il

bilanciamento non fossero

sufficienti o sia necessaria

un’azione più rapida

Funzionamento in

isola di porzioni di

rete


natura tecnica

SI

Migliorare esercizio di reti con

frequenti interruzioni

prolungate estese

Milano - 06/02/2014


servizi di mercato 5

Risorsa Tipologia Servizio di sistema (TSO) Servizio locale(DSO)

Risorse in fase di

programmazione Servizio di mercato

SI

Eliminare congestioni in fase di

programmazione

SI


programmazione

Garantire il profilo programmato in fase di

programmazione

Risorse per la riserva

primaria di potenza

Requisito/obbligo di natura

tecnica entro una certa banda

Servizio di mercato per

maggiore capacità

SI

Correggere lo squilibrio istantaneo tra

produzione e carico


secondaria (e terziaria)

di potenza

Servizio di mercato

(in prospettiva)

SI

Compensare gli scarti tra fabbisogno e

produzione del sistema

Risorse per il

bilanciamento Servizio di mercato

SI

Garantire equilibrio tra immissioni e prelievi

Risoluzione di congestioni di rete

Ripristino dei corretti margini di riserva

secondaria di potenza

SI


Garantire il mantenimento del profilo

programmato

Regolazione della

tensione mediante

assorbimento/erogazio

ne di potenza reattiva

Servizio di mercato

SI

Contrastare le variazioni di tensione,

soprattutto nelle ore notturne (“sole di

notte”)

SI

Controllare il profilo di tensione lungo

linea

Regolazione della

tensione mediante

riduzione della potenza

attiva

Servizio di mercato

SI


linea se la regolazione di potenza reattiva

non è sufficiente

Servizio di demand

response e di

interrompibilità del

carico

Servizio di mercato

(in prospettiva)

SI

Garantire la sicurezza qualora le altre

risorse non siano sufficienti

SI

Aumentare la flessibilità nella gestione

della rete anche rispetto al mantenimento

di un profilo programmato

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I possibili modelli di dispacciamento

per l’approvvigionamento delle risorse 6

• Dispacciamento Centralizzato Esteso (Modello 1) è effettuato a livello

centrale nella responsabilità del TSO e l’utente (UP convenzionale e FRNP) è

responsabile della presentazione di offerte sul MSD (direttamente, come

singola UP, o tramite un eventuale trader).

• Dispacciamento Locale del DSO (Modello 2) è effettuato a livello locale

dal DSO che è responsabile nei confronti del TSO della presentazione di

offerte sul MSD acquistando la capacità tramite un MSD_D a cui partecipa la

GD (direttamente o per il tramite di un trader).

• Profilo di scambio AT/MT Programmato (Modello 3) è effettuato a livello

centrale dal TSO coinvolgendo le sole unità connesse alla RTN, mentre il DSO

è responsabile di mantenere, nel tempo reale, lo scambio di energia con la

RTN il più possibile simile a quello definito in fase di programmazione.

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Dispacciamento Centralizzato Esteso

(Modello 1) 7

• Le FRNP connesse alla RTN e la GD connessa alle reti MT e BT hanno l’obbligo di

fornire una previsione al giorno prima (come singolo UdD) e servizi di dispacciamento.

• Il mercato è gestito come ad oggi abilitando i punti di dispacciamento di produzione e

consumo, come nuovamente definiti con l’introduzione delle FRNP e della GD, ad

immettere/prelevare energia elettrica e a fornire servizi per il dispacciamento Terna è

sempre responsabile del dispacciamento e del mantenimento in sicurezza della rete

• I servizi di dispacciamento offerti in questo modello sono solo quelli di sistema

il TSO può acquistare le risorse necessarie a garantire il bilanciamento in fase di

programmazione e in tempo reale, oltre che dagli impianti convenzionali, anche dalle

FRNP connesse alla RTN e dalla GD connessa alle reti MT e BT.

• FRNP e GD potranno partecipare direttamente al MSD o potranno farlo per tramite di un

trader che presenta le offerte per i servizi di dispacciamento delle relative unità di

produzione (…inizialmente per impianti di taglia inferiore a 1 MW?).

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(Modello 1) FASE A e FASE B 8

• La reale implementazione dipende dalle modalità di gestione della rete di distribuzione.

La partecipazione al MSD delle FRNP connesse alla RTN comporta la definizione dei

requisiti tecnici/obblighi di fornitura delle risorse e delle modalità di approvvigionamento

La partecipazione al MSD della GD connessa alle reti di distribuzione, qualora abilitata,

richiede la verifica dei limiti di funzionamento anche della rete MT e BT

• FASE a: Rete di distribuzione fit&forget

la potenza offerta su MSD dalla GD può essere immessa in rete

(…la rete è capace di accoglierla);

non sono necessari servizi locali per il corretto funzionamento della rete MT e BT

• FASE b: Smart grid per garantire il corretto funzionamento della rete, il DSO deve

acquistare alcuni servizi locali.

La GD, oltre a fornire servizi di sistema al TSO per tramite del MSD, può anche fornire

servizi locali al DSO i servizi locali hanno la precedenza rispetto a quelli di sistema

(…ma può anche accadere che non siano sempre in conflitto, ad es. reg V)

Il DSO potrebbe acquistarli tramite chiamata diretta con prezzo amministrato.

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Servizi locali

(chiamata diretta)


FASE B 9

Responsabile del rispetto degli

impegni fisici e della

presentazione di offerte su

MSD

Responsabile del rispetto degli

impegni fisici e della

presentazione di offerte su

MSD

• Il DSO verifica che i limiti di transito in fase di programmazione e in tempo reale dovuti alla

partecipazione della GD su MSD siano compatibili con la capacità della rete locale:

concede (o meno) l’abilitazione alla fornitura delle risorse per la GD di una CP;

… ma non si verifica mai se rete dimensionata in fit&forget

• Il DSO può richiedere alla GD, su chiamata diretta (a prezzo fisso?), alcuni servizi locali (es.

regolazione tensione, non sempre in conflitto con i servizi di sistema)

DSO • Unità GD MT e BT

• Clienti finali MT e BT

TSO

• Unità di produzione AAT/AT

• Clienti finali AAT/AT

• Unità di produzione da FRNP AAT/AT

• Trader (per unità GD MT e BT fino a 1 MW)

• Unità GD MT (> 1 MW)

• Trader (per clienti finali MT e BT)

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Servizi di sistema offerti su MSD

Modello 1 - Fase a 10

Risorsa Tipologia

Risorse in fase di

programmazione


programmazione


primaria di potenza

Correggere lo squilibrio istantaneo tra

produzione e carico


secondaria (e terziaria) di

potenza

Compensare gli scarti tra fabbisogno e

produzione del sistema

Risorse per il bilanciamento

Garantire equilibrio tra immissioni e

prelievi


Ripristino dei corretti margini di riserva

secondaria di potenza

Regolazione della tensione

mediante

assorbimento/erogazione di

potenza reattiva

Contrastare le variazioni di tensione,

soprattutto nelle ore notturne (“sole di

notte”)

Servizio di demand response

e di interrompibilità del

carico

Garantire la sicurezza qualora le altre

risorse non siano sufficienti

Partecipazione alla

rialimentazione del sistema

elettrico


Disponibilità all’utilizzo del

telescatto

Ristabilire il funzionamento in sicurezza

N-1

Mercato UdD abilitato

MSD

UP AAT/AT

UP alimentate da FRNP AAT/AT

UGD MT e BT (> 1 MW)

Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)

MSD

UP AAT/AT




MSD

UP AAT/AT



MSD

UP AAT/AT




MSD




MSD

Clienti finali AAT/AT

Trader (clienti finali MT e BT)

MSD

UP AAT/AT




MSD

UP AAT/AT




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Servizi locali su chiamata diretta

Modello 1 - Fase b 11

Risorsa Tipologia

Risorse per il bilanciamento Risoluzione di congestioni sulla rete di

distribuzione


mediante


potenza reattiva


linea


telescatto

Risolvere sovraccarichi di rete qualora le

risorse per il bilanciamento non fossero

sufficienti o sia necessaria un’azione più

rapida


Chiamata diretta UGD MT e BT (> 1 MW)






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Dispacciamento Locale del DSO

(Modello 2) 12

• Il TSO acquista le risorse necessarie a garantire il bilanciamento in fase di

programmazione e in tempo reale (risorse di sistema):

dagli impianti convenzionali;

dalle FRNP connesse alla RTN;

dal DSO che a sua volta le acquista, tramite un MSD_D, dalla GD insieme con le

risorse necessarie alla risoluzione dei problemi che si verificano a livello locale.

• Il DSO assume un duplice ruolo, diventando:

un UdD per il MSD assume il diritto e l’impegno vincolante nei confronti del TSO ad

immettere/prelevare l’energia corrispondente al programma vincolante modificato

corretto di immissione/prelievo e di presentare offerte su MSD;

il soggetto responsabile del dispacciamento locale identifica e seleziona gli impianti

GD per la fornitura dei servizi di sistema attraverso un “mercato per i servizi di

dispacciamento specifico per le reti di distribuzione” MSD_D. Sul MSD_D, il DSO

stipula contratti di acquisto e vendita per l’approvvigionamento delle risorse (locali e di

sistema) e agisce come controparte delle negoziazioni verso gli utenti sottesi.

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(Modello 2) 13

• Il DSO acquista sul MSD_D le risorse di sistema per il TSO per singola CP (nodale) o per

area di riferimento, che comprende più CP appartenenti ad una stessa zona di riferimento di

un DSO (zonale).

Nel caso nodale, ciascun impianto GD (> 1 MW?) dovrà essere responsabile del

rispetto dei propri impegni fisici verso il DSO (presentazione delle offerte e

mantenimento del programma vincolante modificato e corretto)

Nel caso zonale, la GD (in una stessa area di riferimento) potrebbe confluire in un unico

PdD (nella responsabilità di un trader?).

• Nel MSD_D il DSO può acquistare anche servizi locali per garantire il funzionamento della

rete di distribuzione anche tramite chiamata diretta con prezzo amministrato.

• La verifica dei limiti di transito in fase di programmazione e in tempo reale dovuti alla

partecipazione della GD ai mercati elettrici è già implicita nel ruolo stesso del DSO che

gestisce e coordina le risorse sottese nel rispetto dei vincoli di rete.

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(Modello 2) 14

TSO



• Unità di produzione alimentate da FRNP AAT/AT

• Trader (per unità di generazione diffusa MT e BT fino

a 1 MW)

• Unità di generazione diffusa MT e BT (> 1 MW)


Responsabile del rispetto degli impegni fisici e della

presentazione di offerte su MSD verso Terna

Responsabile del rispetto degli impegni fisici verso DSO

e della presentazione di offerte su MSD_D

DSO

Servizi di sistema

(MSD)

Servizi di sistema

(MSD_D)

Servizi locali

(MSD_D o

chiamata diretta)

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Servizi di sistema (doppio mercato)

Modello 2 15

Risorsa Tipologia

Risorse in fase di

programmazione


programmazione


primaria di potenza

Correggere lo squilibrio

istantaneo tra produzione e

carico


secondaria (e terziaria)

di potenza

Compensare gli scarti tra

fabbisogno e produzione del

sistema

Risorse per il

bilanciamento

Garantire equilibrio tra

immissioni e prelievi


Ripristino dei corretti margini di

riserva secondaria di potenza

Regolazione della

tensione mediante

assorbimento/erogazio

ne di potenza reattiva

Contrastare le variazioni di

tensione, soprattutto nelle ore

notturne (“sole di notte”)

Servizio di demand

response e di

interrompibilità del

carico

Garantire la sicurezza qualora le

altre risorse non siano sufficienti

Partecipazione alla

rialimentazione del

sistema elettrico


Disponibilità all’utilizzo

del telescatto

Ristabilire il funzionamento in

sicurezza N-1


MSD

UP AAT/AT

UP FRNP AAT/AT

DSO

MSD

UP AAT/AT

UP FRNP AAT/AT

DSO

MSD

UP AAT/AT

UP FRNP AAT/AT

DSO

MSD

UP AAT/AT

UP FRNP AAT/AT

DSO

MSD

UP AAT/AT

UP FRNP AAT/AT

DSO

MSD Clienti finali AAT/AT

DSO

MSD

UP AAT/AT

UP FRNP AAT/AT

DSO

MSD

UP AAT/AT

UP FRNP AAT/AT

DSO


MSD_D


Trader (UGD MT e BT fino a 1

MW)

MSD_D



MW)

MSD_D



MW)

MSD_D



MW)

MSD_D



MW)

MSD_D Trader (Clienti finali MT e BT)

MSD_D



MW)

MSD_D



MW)

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Servizi locali su MSD_D

Modello 2 16

Risorsa Tipologia

Risorse in fase di

programmazione


programmazione sulla rete di distribuzione

Risorse per il bilanciamento Risoluzione di congestioni sulla rete di

distribuzione


mediante


potenza reattiva


linea


mediante riduzione della

potenza attiva



non è sufficiente

Servizio di demand

response e di

interrompibilità del carico


della rete


telescatto




rapida

Funzionamento in isola di

porzioni di rete

Migliorare esercizio di reti con frequenti

interruzioni prolungate estese


MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)













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Profilo di scambio AT/MT Programmato

(Modello 3) 17

• Il TSO continua ad effettuare il dispacciamento centrale a livello di sistema.

• Il DSO è responsabile verso il TSO del mantenimento di un profilo di scambio

programmato per singola CP (nodale) o per area di riferimento che comprende più CP

appartenenti ad una stessa zona di un DSO (zonale)

Minore variabilità della differenza tra carico e generazione dovuta alla GD che

equivale ad una minore riserva di regolazione che il TSO approvvigiona sul MSD

Non sono però forniti servizi a mercato validi per il TSO (servizi di sistema).

• Il DSO dovrà:

in fase di programmazione elaborare i piani di esercizio sulla base delle previsioni

(di domanda e produzione) sia a livello di ciascuna CP sia a livello zonale.

in tempo reale in presenza di sostanziali variazioni, inviare agli impianti un nuovo

setpoint di potenza attiva (da impostare sulla GD o su carico/accumulo) in modo da

ridurre/azzerare lo sbilanciamento all’interfaccia tra la CP (o le CP di una stessa area

di riferimento) e la rete AT

• Il DSO potrà acquistare servizi locali per il funzionamento della rete di distribuzione.

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(Modello 3) 18

• Per approvvigionarsi di tutte le risorse necessarie, il DSO può identificare e selezionare

i gli impianti di GD attraverso un MSD_D.

• A questo mercato possono partecipare direttamente gli impianti di GD (> 1 MW?) o un

trader responsabile di presentare le offerte (≤ 1 MW? ).

• Poiché alcuni dei servizi locali sono necessari per rimediare a problemi che si

realizzano in un punto specifico della rete e che possono essere risolti solo ricorrendo

ad alcuni determinati impianti, il DSO potrebbe acquistare il servizio tramite chiamata

diretta stabilendo un prezzo amministrato.

• La verifica dei limiti di transito in fase di programmazione e in tempo reale dovuti alla

partecipazione della GD ai mercati elettrici è già implicita nel ruolo stesso del DSO che

gestisce e coordina le risorse sottese nel rispetto dei vincoli di rete.

• In una fase iniziale, il mantenimento di un profilo programmato potrebbe riferirsi solo

alla GD (magari con franchigia) o alle CP critiche e successivamente coinvolgere

anche i carichi o allargare il numero di CP coinvolte fino al totale nazionale.

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(Modello 3) 19

TSO



• Unità di produzione alimentate da FRNP AAT/AT

• Trader (per unità di generazione diffusa MT e BT fino

a 1 MW)

• Unità di generazione diffusa MT e BT (> 1 MW)


Responsabile del

rispetto degli

impegni fisici

verso Terna e

della

presentazione di

offerte su MSD

Responsabile

del rispetto

degli impegni

fisici verso

DSO e della

presentazion

e di offerte su

MSD_D

DSO

Servizi di sistema (MSD)

Obbligo al

mantenimento di un

profilo di scambio

costante

(singola CP o

aggregato di CP)

Servizi per il mantenimento

del profilo di scambio

Servizi locali

150 kV

20 kV

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

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Servizi locali su MSD_D

Modello 3 20

Risorsa Tipologia

Risorse in fase di

programmazione

Garantire il profilo programmato in fase di

programmazione

Risorse per il bilanciamento

Risoluzione di congestioni sulla rete di

distribuzione

Garantire il mantenimento del profilo

programmato


mediante


potenza reattiva


linea


mediante riduzione della

potenza attiva



non è sufficiente

Servizio di demand

response e di

interrompibilità del carico


della rete anche rispetto al mantenimento

di un profilo programmato


telescatto




rapida

Funzionamento in isola di

porzioni di rete

Migliorare esercizio di reti con frequenti

interruzioni prolungate estese















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21

Alcune osservazioni ricevute

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22

• Nuovi servizi per il dispacciamento

Prescrizioni tecniche

Servizi a mercato

Spunti generali

• Modelli per il dispacciamento di FRNP e GD

Modello 1

Modello 2

Modello 3

• Osservazioni trasversali

Possibili interazioni con gli impianti tradizionali

Revisione della disciplina degli sbilanciamenti

Evoluzioni per i DSO

Sistemi di accumulo

• Possibile traiettoria di evoluzione

Nel breve periodo

Nel medio-lungo periodo

• Cosa si fa in Europa

Alcuni esempi

Le osservazioni ricevute al

DCO 354/2013/R/eel

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Nuovi servizi per il dispacciamento:

prescrizioni tecniche 23

• L’erogazione di questi servizi deve essere primariamente disciplinata a livello

di norme tecniche del CEI (CEI 0-16 e CEI 0-21) oggi (in parte) già accade

• Eventuali nuovi requisiti tecnici obbligatori, non previsti dalle norme tecniche,

dovrebbero essere ridotti al minimo affidandone l’approvvigionamento,

per quanto possibile (rispetto dei vincoli tecnici e di sicurezza), a

meccanismi di mercato verso soluzioni al minor costo per il sistema

• Telescatto: l’estensione (come da A.17 e A.68) a tutti gli impianti dovrebbe

essere un presupposto necessario in parte già oggi sta accadendo (A.72)

• Partecipazione alla rialimentazione: ci sono più perplessità

difficilmente realizzabile per alcuni impianti, se non a fronte di elevati costi di

investimento con benefici ridotti per il sistema.

• Classificazione dei servizi: integrare con altre risorse per la gestione in

sicurezza del sistema quali la potenza di cortocircuito e l’inerzia meccanica.

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servizi a mercato (I) 24

• Verificare la fattibilità tecnica delle diverse FRNP, distinguendo tra

riserva a scendere e riserva a salire (requisiti asimmetrici?)

• Le FRNP possono (con investimenti contenuti?) essere integrate nei mercati e

chiamate a scendere per risolvere congestioni e/o fornire riserva primaria,

secondaria, terziaria o di bilanciamento

effetto benefico con basso carico (quando questa riserva è più

necessaria) è la produzione da FRNP che complica la gestione in

sicurezza del sistema

• Esistono diverse perplessità in merito alla regolazione a salire

è necessario riservare una banda di potenza, ma ha il vantaggio di

essere estremamente rapida (se fatta con convertitori statici)

il fabbisogno di riserva a salire è anche funzione delle FRNP

occorre quindi verificare le possibili interazioni

Milano - 06/02/2014


servizi a mercato (II) 25

• Occorre verificare la compatibilità con i regimi incentivanti

Consentire la presentazione di offerte negative su MSD

Differire temporalmente gli incentivi legati alla mancata produzione

Riconoscere l’incentivo a fronte di prestazioni su MSD invece che su MGP

• Regolazione di tensione: gli impianti FRNP (su RTN e/o reti di distribuzione)

costituirebbero un significativo incremento delle risorse disponibili per il sistema

Sono necessari ulteriori approfondimenti sulla possibilità di fornire il

servizio tramite un mercato, in luogo di un attuale obbligo tecnico

Qualora questa ipotesi fosse verificata, lo stesso mercato dovrebbe essere

esteso anche agli impianti tradizionali > 10 MVA

• Ranking dei servizi: definizione di un ordine di importanza dei servizi da offrire

• Stato dell’arte delle tecnologie di previsione delle FRNP e loro accuratezza

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spunti trasversali (I) 26

• Nuovi e vecchi impianti: l’applicazione dei requisiti per gli impianti esistenti

richiede interventi di retrofit (spt riguardo alle prestazioni tecniche).

Applicazione differenziata in base allo stato dell’arte (servizi/macchine)

il parco impiantistico esistente potrebbe non essere in grado di fornirli

per motivi di carattere strutturale che pregiudicano ogni upgrade tecnico

• Partecipazione volontaria a MSD: dare al produttore la possibilità di scegliere di

fornire o meno i servizi, secondo autonome valutazioni economiche,

anche in relazione ai costi per l’abilitazione e ai prezzi di mercato

Il mercato deve fornire gli opportuni segnali di prezzo,

valorizzando ciascun servizio, ed evitando distorsioni e/o sussidi indiretti

(eventuali incentivi previsti solo per valorizzare esternalità positive che non

troverebbero adeguata remunerazione nel mercato)

Milano - 06/02/2014


spunti trasversali (II) 27

• Gradualità di implementazione: abilitare inizialmente gli impianti rilevanti e gli

impianti FRNP connessi alla RTN e successivamente gli impianti MT,

magari anche su base aggregata Tramite centri di bilanciamento?

• Livello di potenza per l’aggregazione: adeguato a costituire una “leva operativa”

nelle mani del TSO/DSO per gestire il sistema e le reti di distribuzione.

• Metodologia di applicazione: valutare, per ciascun servizio, i limiti dei diversi

impianti FRNP (fattibilità; precisione di esecuzione) e stimare gli investimenti.

• Requisiti di partecipazione: dovrebbero essere di natura esclusivamente

prestazionale, e quindi technology-neutral

il mercato sceglie di volta in volta il servizio più efficace e a minor costo,

selezionando la tecnologia che in quel momento risulta vincente

nell’ordine di merito tecnico-economico.

Milano - 06/02/2014

Modelli per il dispacciamento di FRNP e GD:

Modello 1 (I) 28

• Il Modello 1 è quello più facilmente implementabile (anche nel breve periodo)

Risulta compatibile con l’attuale architettura di MSD e presenta il vantaggio di

far ricorso agli attuali meccanismi, estendendoli anche a FRNP e GD

Fornisce un’unica piattaforma in cui tutti gli impianti rinnovabili e non

(e in prospettiva anche il carico) possono competere per fornire i servizi

Richiede la sola definizione dei requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse,

le modalità di approvvigionamento e gli obblighi di fornitura

La partecipazione della GD al MSD dovrebbe avvenire tramite un soggetto

aggregatore (come già avviene per le offerte di unità di produzione non

rilevanti sul mercato dell’energia): comparare

complessità operative legate alla partecipazione di una singola UP vs…

miglioramento dell’efficienza nella gestione delle risorse

Milano - 06/02/2014


Modello 1 (II) 29

• Approfondire con maggior dettaglio il coordinamento e l’interazione tra TSO e DSO

Potenzialmente distorsiva la differenza tra le modalità di selezione e

remunerazione delle offerte per il TSO e il DSO

(meccanismi di mercato per il TSO e prezzo amministrato per il DSO)

alternativa al prezzo amministrato è l’offerta tramite aste, in modo da costruire

progressivamente i servizi commerciali più efficaci

La verifica degli ordini del TSO sulla rete del DSO potrebbe essere

difficile da effettuare nel tempo reale

Il TSO potrebbe avvalersi del DSO come soggetto “esecutore/controllore”

degli ordini di dispacciamento sulla GD opportunamente aggregata

Il titolare del contratto di dispacciamento (aggregatore o trader) sarebbe

un soggetto terzo che si avvarrebbe del DSO, in analogia a quanto avviene

per il servizio di misura nella vendita di energia

Milano - 06/02/2014


Modello 2 (I) 30

• Il Modello 2 è il meccanismo lunga più complesso fra quelli proposti

(svolgimento di due diversi mercati): una possibile evoluzione del Modello 1…

Consente positivamente di mettere in concorrenza i vari impianti sia in termini

di servizi locali sia in termini di servizi di sistema (con i DSO che si

occuperebbero di trasferire su MSD nazionale le offerte presentate dalla GD)

Il DSO acquisterebbe servizi di sistema senza avere certezza della loro

selezione da parte del TSO andrebbero valutate modalità di funzionamento

e regolazione economica nel caso in cui la selezione venga o meno accettata

Il DSO potrebbe essere “facilitatore” ed interfaccia nel processo di

acquisizione delle offerte (e non UdD). Il DSO acquisirebbe le offerte dalla GD,

e le sottometterebbe a sua volta al TSO che selezionerebbe le offerte

attingendo da un merit order centralizzato

Milano - 06/02/2014


Modello 2 (II) 31

• La numerosità dei distributori potrebbe non consentirebbe la creazioni di mercati

aventi la scala necessaria un solo MSD_D in ciascuna aerea di riferimento

coinvolgendo i soli DSO di riferimento (possibili anche ulteriori aggregazioni)

• Serve rendere omogenei i diversi mercati locali in modo da creare

condizioni uguali per tutti gli impianti

• Una pluralità di MSD_D locali paralleli al MSD potrebbe essere in disaccordo con le

scelte europee di integrazione dei mercati (chiusura MI fino all’ora h-1)

o semplicemente con lo spostamento della gate closure del MGP alle ore 12.00

• Elemento abilitante è la rete di comunicazione tra i centri di telecontrollo del

Distributore e gli impianti di GD (sviluppo delle smart grid)

necessari investimenti di rete più elevati

• Unbundling. In linea generale il DSO dovrebbe essere completamente separato dalla

produzione/vendita attraverso meccanismi di ownership unbundling (possono essere

accettati anche meccanismi tipo ITO?)

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Modello 3 32

• Il Modello 3, pur di facile implementazione (ridotto coordinamento fra TSO e DSO,

legato alla sola definizione del profilo di scambio orario) è difficilmente applicabile

• Oltre a presentare alcuni dei problemi relativi al Modello 2, non garantisce la

completa concorrenza tra gli impianti, separando trasmissione e distribuzione

due ottimi separati, ciascuna rete facendo uso delle risorse ad essa connesse

Il DSO, qualora la previsione di scambio non fosse rispettata, utilizzerebbe le

risorse connesse alla propria rete indipendentemente dalla presenza di altre

risorse potenzialmente più economiche presenti altrove (RTN, altri DSO),

(in contrasto con la gestione ottimizzata a livello aggregato).

La limitata concorrenza insita nel modello comporta rischi di inefficienza a

livello di sistema con un incremento dei costi complessivi di bilanciamento.

Milano - 06/02/2014

Osservazioni generali:

possibili interazioni con gli impianti tradizionali 33

• L’aumento della concorrenza su MSD potrebbe ridurre la marginalità dei

termoelettrici, che trovano su MSD una fonte di redditività

problemi di adeguatezza del sistema nel medio e lungo periodo.

Introduzione di un meccanismo di remunerazione della capacità di

generazione elettrica flessibile, in grado di svolgere un servizio

di back-up nei confronti della citata capacità da FRNP

(nuovi prodotti di flessibilità su MSD)

Meccanismi aggiuntivi di remunerazione dei servizi obbligatori

(regolazione di tensione, contributo in potenza reattiva, attivazione delle

UPDM nelle loro funzionalità, attivazione sistema di regolazione ILF)

Milano - 06/02/2014


revisione della disciplina degli sbilanciamenti 34

• Riforma della disciplina degli sbilanciamenti (anche in funzione del modello di

mercato) in caso di impianti FRNP che partecipano al MSD

La partecipazione al MSD va associata all’assunzione delle responsabilità e

alle penalizzazioni normalmente imposte in caso di mancata fornitura del servizio.

• Riforma del dispacciamento in prelievo, ad es. tramite l’introduzione di vincoli sulle

offerte opportunamente dimensionati rispetto all’effettiva potenza disponibile.

• Riforme di mercato tese alla progressiva riduzione delle tariffe regolate favorendo il

passaggio al mercato libero

Probabile aumento della partecipazione della domanda i consumatori

sviluppano un’opportuna sensibilità al prezzo al fine di poter apportare efficienza

al sistema attraverso le proprie scelte e rendere massima e disponibile la

flessibilità delle rispettive utenze/produzioni

Milano - 06/02/2014


evoluzioni per i DSO 35

• Ampliamento dei canali di comunicazione e delle informazioni scambiate dai

DSO con il TSO (aggregazione dati, invio in tempo reale, scambio tra sistemi...)

• Definizione dei rapporti tra DSO di riferimento e DSO sottesi

(eventuale remunerazione per il servizio offerto)

• Verifica dei vincoli di rete (adeguatezza delle infrastrutture) e di validazione

preventiva dei servizi forniti dalla GD con le esigenze di esercizio della rete

• Rilevazione e aggregazione delle rilevazioni di tutti i parametri elettrici della GD,

e possibilità di invio dati (set-point) attraverso canali di comunicazione

di bassa latenza e opportuna capacità

• Impiego di attuatori affidabili per il pieno utilizzo delle capability della GD

(già previste dalle norme): sicura attuazione ordini e verifica ex-post

• Miglioramento della previsione delle immissioni dei generatori e del carico

Milano - 06/02/2014


sistemi di accumulo 36

• Valutazione delle potenzialità dei sistemi di accumulo connessi agli impianti di

utente di generazione e consumo

TSO/DSO sulla base delle esigenze di sistema e della configurazione

delle reti, possono indicare le caratteristiche delle apparecchiature di cui il

sistema necessita e la loro eventuale ubicazione.

• Dovrebbe essere il mercato a valorizzare o meno la convenienza e l’efficacia

di tali dispositivi, senza introdurre incentivi o agevolazioni tariffarie

• Verificare l’utilizzo ulteriore dei sistemi di accumulo mediante pompaggio,

attraverso simulazioni in cui queste risorse già disponibili vengono utilizzate

per offrire (nuovi) servizi al sistema.

Milano - 06/02/2014

Possibile traiettoria di evoluzione:

nel breve periodo 37

• Step 1: analisi costi-benefici per verificare la reale fattibilità e le tempistiche

di implementazione di ciascun modello/servizio.

Definizione delle esigenze di sistema e di possibili nuovi prodotti su MSD

Definizione dei necessari investimenti di sviluppo e del relativo contributo

marginale nell’attività di dispacciamento

Istituzione di un tavolo tecnico con il TSO e i DSO?

• Step 2: implementazione del Modello 1 (?)

1. Abilitazione a MSD degli impianti rilevanti e FRNP connessi alla RTN

carattere sperimentale (transitorio o definitivo) per dimostrare la fattibilità

dei diversi servizi e le interazioni con i vincoli delle reti di distribuzione,

oltre che per approfondire le modalità con cui il DSO conduce le verifiche

Milano - 06/02/2014

Possibile traiettoria di evoluzione:

nel medio-lungo periodo 38


1. Abilitazione a MSD degli impianti di GD connessi alle reti di distribuzione,

inizialmente solo MT con le logiche del Modello 1 (tramite aggregati?)


1. Sviluppo di MSD_D armonizzati su tutto il territorio nazionale,

inizialmente a livello locale, gradualmente integrati con i servizi di sistema

2. Abilitazione a MSD degli impianti di GD connessi alle reti MT,

con le logiche del Modello 2 (tramite MSD_D)

3. Abilitazione a MSD degli impianti di GD connessi alle reti BT,

con le logiche del Modello 2 (tramite MSD_D)

Milano - 06/02/2014

Cosa si fa in Europa:

alcuni esempi 39

• ACER Pre-consultation on “Energy Regulation: A bridge to 2025”

“In the medium term, the regulatory focus should therefore be towards

designing market arrangements that accommodate the growing share of RES-

based generation, at least cost, and in a manner that ensures that the need for

flexibility is appropriately signaled and valued in the market. Arrangements also

must be designed in a coordinated way to minimize the creation of new barriers

to market integration and internalizing interactions between the two markets”

• COMMUNICATION FROM THE COMMISSION Delivering the internal

electricity market and making the most of public intervention

“For integrating RES efficiently in the market, alongside public intervention,

effective intraday, balancing and ancillary services markets are necessary”

Milano - 06/02/2014

Cosa si fa in Europa:

alcuni esempi 40

• ENTSO-E WINTER OUTLOOK REPORT 2013/14

“During low load periods and high renewable production, taking into

account the level of the other inflexible generation, could lead to a lack of

adequate downward regulating capacity”

• Red Eléctrica de España (ES) CECRE

(Centro de Control de Regimen Especial) per il monitoraggio e il controllo

delle FRNP, principalmente eolico

• NATIONAL GRID (UK) Short Term Operating Reserve

Short Term Operating Reserve (STOR) is a service for the provision of

additional active power from generation and/or demand reduction

Milano - 06/02/2014

GRAZIE PER

L’ATTENZIONE!

(comments are welcome)

[email protected]

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Possibili modalità innovative di approvvigionamento delle ... · (in prospettiva) sistemi di...

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