Smart Distribution System e Quadro Regolatorio · 2015-11-29 · Smart Distribution System e Quadro...

Smart Distribution System e Quadro Regolatorio

Samuele LarzeniDirezione InfrastruttureUnità Regolazione [email protected]

Trento, 27 novembre 2015

Le opinioni dell’autore contenute in questa presentazione sono espresse a titolo personale e non impegnano l’istituzi one per cui lavora (Codice Etico)

Sommario

Samuele Larzeni, AEEGSI 2

1. Sviluppo infrastrutturale e approccio all’innovaz ione

2. Verso lo smart distribution system

3. Nuovo periodo regolatorio: orientamenti finali

1. SVILUPPO INFRASTRUTTURALE E APPROCCIO ALL’INNOVAZIONE


Attenzione al quadro internazionale

• ERGEG Position Paper on Smart Grids (2009)Definizione e prime riflessioni

• ERGEG Conclusions paper (2010)Raccomandazioni ai Regolatori nazionali

• CEER Status Review of regulatory (2011)Approcci regolatori alle smart grid elettriche

• CEER Status Review of regulatory (2014)Stato della regolazione europea,analisi costi/benefici e indicatori i prestazionali

• ACER/CEER Energy Regulation: A Bridge to 2025 Conclusion paper (2014) Sviluppi del settore elettrico e gas

• CEER Future Role of DSO Conclusion paper(2015) Sviluppi connessi alll‘evoluzione del sistema di distribuzione di energia elettrica e gas


Quadro strategico per il quadriennio 2015-2017

INFRASTRUTTURE

Obiettivo strategico OS.6

• regolazione selettiva degli investimenti infrastrutturali e in logica output-based

• evoluzione della regolazione tariffaria verso benefici sistemici connessi allo sviluppo dei progetti infrastrutturali (social welfare, qualità e sicurezza del servizio, integrazione delle fonti rinnovabili), sviluppandosi secondo criteri di selettività

MERCATO

Obiettivo strategico OS.1

• sviluppo di nuove regole di dispacciamento per la valorizzazione dei servizi che le risorse connesse alle reti di distribuzione possono fornire al bilanciamento del sistema elettrico

• evoluzione verso mercati elettrici più sicuri, efficienti e integrati, anche in presenza di un sempre maggiore contributo degli impianti di generazione a fonti rinnovabili, in maggior parte connessi alle reti di distribuzione


Leve regolatorie per lo sviluppo infrastrutturale

Investimenti infrastrutture

Remunerazione base (WACC)

Incentivi Generali

Incentivi Specifici

Extra-WACC

Certezza del framework regolatorio

Standard, incentivi/penali

qualità

Leve del Regolatore

Fondi pubblici(nazionali / EU)

Processo autorizzativo/ partecipativo

Incentivi Input-based

Incentivi Output-based


Approccio all’innovazione tecnologica sulle reti

L’AEEGSI ha avviato una serie di progetti pilota su diversi temi innovativi, con un approccio unitario al tema dell’innovazione tecnologica

• Dimostrazione pilota: operazioni reali in rete reale (non sono prove di laboratorio)

• L'attenzione è sia all'efficacia (performance) che all'efficienza (costi): gli incentivi per i progetti pilota sono pagati da tutti i clienti

• Trasparenza delle regole: procedure, metodi di valutazione e criteri noti ex-ante

• Sviluppo della conoscenza e valutazione «terza» con il coinvolgimento delle migliori conoscenze: RSE, ENEA, CEI e Università (Bari, Cagliari, Milano, Padova, Pisa)

• Il monitoraggio continuo nel medio e lungo termine: analisi costi benefici per tutta la durata di vita dei nuovi componenti

• Replicabilità e diffusione delle migliori pratiche

• Disseminazione: pubblicazione su internet di report di avanzamento, test, misurazioni e principali risultati

Obiettivo: acquisire informazioni utili per adeguare la regolazione ai nuovi scenari


Regolazione nazionale ed esperienze dimostrative co ncrete

SMART POWER

SYSTEMS

AUTOMAZIONERETE DISTRIB.

GENERAZIONEDISTRIBUITA

REGOLAZIONETENSIONE

Reti attive

VEICOLIELETTRICI

INFRASTRUTTUREDI RICARICA

Smart Meteringdelibere292/06393/13631/13

dco 416/15 MICRO

GENERAZIONE

Mobilità elettricadelibera96/11

Smart Distribution Systemdelibera 12/11dco 255/15dco 544/15

MISURATORI ELETTRONICI

INFRASTRUTTURAMULTIUTILITY

AGGREGAZIONE DOMANDA

APPLICAZIONI SMART

DISPLAYSMART

DEMANDRESPONSE

FRNPLARGA SCALA

SISTEMISTOCCAGGIO

SERVIZIV-2-G

Accumulidelibera 43/1366/13574/14

Capacitazioneconsumatoridco 232/14dco 186/15


Sviluppo selettivo delle infrastrutture: verso l’ output-based

INPUT-BASED

• es. Innovazione (finora)

• Metrica non ancora disponibile

Il regolatore ha bisogno di rapporti costi/beneficie indicatori di performance semplici

• Progetti dimostrativiIndici per identificare aree di rete reale critiche sucui testare le apparecchiature innovative

• Incentivi extra-WACC WACC +2% per 12 anni

• ApprendimentoProcesso di valutazione e selezione, monitoraggiodelle performance e divulgazione dei risultati, funzionale al passaggio alla regolazioneoutput-based.

OUTPUT-BASED

• es. Qualità del servizio

• Metrica affidabileIndicatori non influenzati da variabili fuori dal controllo; guida esecutiva per la raccolta e controllodati

• BaselineL’incentivo output-based riferito ai miglioramentiaddizionali rispetto ad una situazione base (storicamente osservabile)

• Valorizzazione dell’OutputIl valore del miglioramento addizionale dovrebbetenere in considerazione i benefici del consumatoree della società


Approccio regolatorio all’innovazione

Lezioni apprese dai

pilota

Adeguare regole

mercato

Adeguare copertura

costi gestori

Analisi dettagliata delle funzionalità innovative

Risultati importanti per alcune funzionalità

Senza regole di mercato, le risorse della distribuzione non partecipano attivamente…

…ma primi risultati possono essere raggiunti dal DSO

Previsto nuovo approccio di copertura costi più neutrale (TOTEX)

Regolazione Output-based per le nuove funzionalità smart

Selezionare priorità

Selettività degli investimenti: priorità (fonti rinnovabili e smart cities)

Da definire: supporto finanziario per spingere i primi utenti «abilitati»


2. VERSO LO SMART DISTRIBUTION SYSTEM


Quinto periodo regolatorio elettrico

Documenti per la consultazione

Dco 5/2015/R/eel

Tematica centrale: adeguatezza delle infrastrutture di rete, in particolare della distribuzione per far fronte all’attuale cambiamento di paradigma del settore elettrico:

� nuovi utilizzi finali (es. pompe di calore, veicoli elettrici, forni ad induzione, accumuli elettrochimici, altre elettro-tecnologie efficienti)

� progressivo aumento degli autoconsumi

� minore utilizzo delle reti elettriche in termini di energia complessivamente distribuita

� profili di prelievo e di tensione sempre più variabili nel tempo

Dco 48/2015/R/eel

Proposte per la regolazione della qualità del servizio (continuità, tensione, commerciale)

Dco 335/2015/R/eel

Criteri per la fissazione del costo riconosciuto


Quinto periodo regolatorio elettrico

Dco 255/2015/R/eel

1. Inquadramento: obiettivi e motivazioni dell’intervento regolatorio

2. Benefici delle funzionalità degli smart distribution system

3. Interazioni con altre regolazioni che insistono sull’attività di distribuzione

4. Primi orientamenti per la promozione selettiva degli investimenti necessari

5. Prospettive di ulteriori sviluppi innovativi


Lezioni apprese: le reti di telecomunicazione

• Applicazioni «M2M» (machine-to-machine)

riconducibili a tre categorie:

* monitoraggio (grandi volumi di dati ma tempi non critici)

* controllo (per esercizio avanzato e a tendere sempre più verso gli utenti)

* protezione (la più critica, con latenza dell’ordine dei millisecondi)

Memoria 25 settembre 2014 457/2014/I/COMRisposta AEEGSI all’indagine conoscitiva AGCOM concernente i servizi di comunicazione machine-to-machine (M2M)


Lezioni apprese: funzionalità degli smart distributi on system

Funzionalitàinnovativa

Ruolo principale

Applicabile senza comunicazione

con utenti di rete

Applicazione servizi M2M

1. Osservabilità dei flussi di potenza e delle risorse diffuse

Distributore e utenti Sì Monitoraggio

2. Regolazione della tensione a livello MT

Distributore e utenti attivi

Sì Controllo

3. Regolazione della potenza attiva degli utenti della rete

Distributore e utenti abilitati

No Controllo

4. Telescatto per la prevenzione del fenomeno “isola indesiderata MT”

Distributore e utenti attivi abilitati

No Protezione

5. Esercizio avanzato della rete MT Distributore Sì (ma serve comunicazione con

elementi di rete)

ControlloProtezione

6. Impiego di sistemi di accumulo per esigenze di rete

Distributore Sì (ma serve comunicazione con

elementi di rete)

Controllo


1. Osservabilità dei flussi di potenza e delle riso rse diffuse

Livelli Descrizione Comunicazione Attori1.a Stima della GD e carico con previsioni

meteorologiche e dati storici integrate con il sistema di controllo della cabina primaria e con un DMS

CP- CO- Terna (esistenti, da rafforzare)

Distributore, Terna

1.b Correzione con sensori in CP o CS già telecontrollate

+ sensori Distributore, Terna

1.c Correzione con dati GD da GSE + gestore/GSE Distributore, Terna, GSE

1.d Correzione con dati GD dagli impianti + comunicazione sempre attiva tra CP e utenti attivi

Distributore, Terna, GSE e utenti attivi


2. Regolazione della tensione delle reti MT

Livelli Descrizione Comunicazione Attori

2.a Regolazione tensione centralizzata (con algoritmo)

CP-CO (già esistente) Distributore

2.b Correzione con misure I, V linea disponibili

CP-CO (già esistente) Distributore

2.c Correzione con misure V in CS (se presenti)

+ comunicazione CS sempre attiva

Distributore

2.d + Reg V locale utente attivo (all’interno della capability)

CP-CO (già esistente) Distributore e utenti

2.e + Reg V locale utente attivo + invio set point Q (senza modificare P)

+ comunicazione sempre attiva tra CP e utenti attivi

Distributore e utenti


Esempio «livelli di complessità»: regolazione tensio ne

Caso Base Programma P3 Programma P3 + IRE

Linea Limite termico [MW]

Limite tensione [MW]

Limite termico [MW]


Aumento rispetto caso

base (%)


Limite termico [MW]

Aumento rispetto

caso base (%)

Carpinone 7.402 - 7.402 - 0% - - 0%

Sessano 7.647 - 7.647 - 0% - - 0%

Colle Breccione 11.594 - 11.594 - 0% - - 0%

Pesche - 7.258 8.658 8.658 19% 8.658 8.658 19%

Pescolanciano - 7.624 8.233 8.233 8% 8.233 8.233 8%

Fontecurelli - 3.296 - 4.406 34% 4.623 4.623 40%

Polverone - 4.519 - 5.365 19% 5.431 5.431 20%

Pescorvara 4.386 - 4.386 - 0% - - 0%

S. Domenico - 4.164 - 5.023 21% 5.512 5.512 32%

Santa Maria - 5.049 - 5.232 4% 5.532 5.532 10%

TOTALE [MW] - 31.91 - 36.917 16% 37.989 - 19%

«Caso Base»: senza funzionalità smart

«Programma P3»: primo livello di complessità (senza comunicazione con GD)

«Programma P3+IRE»:Secondo livello di complessità (con comunicazione con GD)

Un beneficio rilevante può essere estratto anche al primo livello di complessità


3. Regolazione della potenza attiva degli utenti de lla rete


3.a Invio segnale P per servizi di dispacciamento (regolazione secondaria e terziaria e superamento “fit&forget”)

CP-CO-Terna (esistente, da adeguare)

CP-Utenti abilitati

Distributore e utenti della rete e Terna

3.b Servizi innovativi di prevenzione o mitigazione emergenze (funzionamento in isola intenzionale)

Come sopra Distributore, utenti della rete e Terna


4. Telescatto per prevenzione dell’isola indesiderat a


4.a Invio di un segnale di telescatto impianto (presenza guasto sulla linea MT o, in futuro, BT)

CP-CO (già esistente)CP- utenti della rete (livelli di latenza della comunicazione molto sfidanti!)

Distributore e utenti attivi abilitati


5. Esercizio avanzato della rete MT


5.a Rilevazione guasto

+ invio/ricezione segnale di blocco (protocollo IEC 61850)

+ esercizio evoluto della rete MT (riconfigurazione automatica della rete, ecc.)

CP-CO (già esistente)

CP-CS (esistente, da rafforzare livelli di latenza)

Distributore

5.b + coordinamento con protezioni utente

+ CP-utente Distributore e utenti abilitati


6. Impiego di sistemi di accumulo per esigenze di r ete


6.a Esercizio di sistemi di accumulo elettrochimico dell’energia nella disponibilità del distributore

CP-CO(già esistente)

CP-SdA diffusi(dipende dal servizio!)

Distributore


Evitare segnali regolatori contrastanti: altre rego lazioni

Funzionalità smartPrincipali interazioni con altre regolazioni

Priorità dell’intervento

Per tutti i livelli 1.a ÷ 1.d

• Procedura RIGEDI

• Art. 6 Allegato A70

Per tutti i livelli 2.a ÷ 2.e

• Regolazione perdite e energia reattiva

• Regole tecniche di connessione

• Dispacciamento

• Da approfondire: emergenze / vulnerabilità

4. Telescatto per la prevenzione del fenomeno “isola indesiderata”

• Funzioni di sblocco voltmetrico introdotte con l’Allegato A.70

Non prioritario per presenza soluzione alternativa già implementata

• Regolazione incentivante della qualità del servizio

• Da approfondire

• Dispacciamento

• Qualità della tensione

Possibile Regolazione output-based

Possibile Regolazione output-based

Da posporre alla definizione di regole di dispacciamento

Già catturato da incentivi per qualità del servizio, con possibili integrazioni per le aree urbane

Possibili interventi basati su priorità locali da valutare caso per caso (vd criteri)

1. Osservabilità dei flussi di potenza e delle risorse

2. Regolazione della tensione a livello MT

3. Regolazione della potenza attiva degli utenti della rete

5. Esercizio avanzato della rete MT

6. Impiego di sistemi di accumulo per servizi di rete


3. NUOVO PERIODO REGOLATORIO: ORIENTAMENTI FINALI


Smart Distribution System: orientamenti finali

Dco 544/2015/R/eel

Orientamenti finali

Criteri per la definizione delle tariffe per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica nel quinto periodo regolatorio

PARTE V - PROMOZIONE SELETTIVA DEGLI INVESTIMENTI

• Aree ad elevata penetrazione della generazione distribuita a fonte rinnovabile

• Aree urbane


Investimenti per evoluzione delle reti di distribuzione in

“Smart distribution systems”

SDS in aree ad elevata penetrazione di FER

Promozione degli investimenti: criteri per la selezione delle funzionalità

• Analisi costi/benefici positiva

esiste un potenziale beneficio netto derivante dallo sviluppo di funzionalità anche a minor livello di complessità

• DSO facilitatori neutrali del mercato (senza precludere la competizione)

le funzionalità possono essere realizzate dai distributori in modo aperto e senza precludere il ruolo attivo che gli utenti della rete potranno svolgere, una volta definite le nuove regole dei mercati dei servizi di flessibilità, secondo le linee guida che stanno emergendo in sede europea

• Identificabili metriche oggettive, ma semplici (output based) e selettività degli interventi (concentrati su aree elettriche prioritarie)

Orientamenti finali: confermate le funzionalità

- Osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse sulle reti MT

- Regolazione di tensione su reti MT


Risposte dco 255/2015: condiviso

Osservabilità flussi e risorse MT: OSS-1

OSS-1 livello base

Scambio dati e misure fra distributore e Terna

Obiettivo del distributore

Messa a disposizione a Terna in tempo reale di misure disponibili in cabina primaria (finalizzate a migliorare la stima della potenza generata da GD in tempo reale)

Misure: tensione di sbarra, corrente in tempo reale

Dove: linee MT dedicate che collegano esclusivamente un produttore puro a fonte rinnovabile, i cosiddetti impianti GDTEL (almeno una per cabina primaria)

Altri dati: lunghezza delle linee interessate e altri parametri elettrici

Tempo reale: possibilmente ogni 20 secondi, o almeno ogni minuto


Osservabilità flussi e risorse MT: OSS-2 Distributo re


OSS-2 livello più avanzato (2a+2b)

Invio stime della produzione da distributore a Terna

Obiettivo del distributore (output)

Messa a disposizione a Terna in tempo reale di stime accurate della produzione distribuita suddivisa per fonte e per cabina primaria

Indice accuratezza delle stime (requisito minimo): dell’ordine del +/-10%

Tempo reale: almeno ogni 20 secondi

Come può essere ottenuto

Utilizzo di modelli di previsione meteorologica che integrano opportunamente:

• dati storici di generazione convenzionale e carico

• misure già disponibili al distributore

• informazioni da sensori installati in cabina primaria o in cabina secondaria dove sia già presente la comunicazione necessaria a raccogliere tale segnale

Osservabilità flussi e risorse MT: OSS-2 Terna

OSS-2 livello più avanzato

Scambio dati da Terna al distributore

E’ necessario un ruolo attivo sia del distributore, sia del gestore della rete di trasmissione nazionale.

Obiettivo di Terna (output, requisito minimo)

• Obiettivo del distributore OSS-2 raggiunto

• Messa a disposizione ai distributori, d’intesa con gli stessi, almeno dei dati di tensione e potenza di corto circuito lato RTN

• Obbligo di rendere nota ogni anno la modalità di utilizzo dei dati forniti dal distributore per l’approvvigionamento dei servizi di riserva


Risposta Terna al dco 255/2015: «la regolazione della tensione sulle reti di distribuzione non può prescindere dal coordinamento con quanto effettuato

sulla rete di trasmissione»

Regolazione di tensione su reti MT: REGV-1REGV-1 livello base

Regolazione avanzata del variatore sotto-carico

Obiettivo del distributore (output, requisito minimo)

Effettivo utilizzo di un sistema di regolazione avanzato del variatore sotto-carico dei trasformatori AT/MT di cabina primaria e di algoritmi per la definizione in tempo reale della tensione ottimale di sbarra MT

Algoritmi per la tensione ottimale di sbarra (requisito minimo)

a. Adeguata modellizzazione della rete di distribuzione in tempo reale (stato interruttori)

b. Calcoli dei flussi di rete in tempo reale (correnti, potenze attive e reattive, tensioni in modulo e fase)

c. Utilizzo dei dati storici delle misure disponibili dai misuratori elettronici per la taratura del modello

d. Processamento delle misure in tempo reale disponibili in cabina primaria (tensione di sbarra e valore di corrente in partenza ad ogni linea)

e. Stato di eventuale inibizione del variatore sotto-carico o altri vincoli determinati dalla rete di trasmissione


Valorizzazione degli output


Incentivi (2016-2019 senza penalità) Internalizzazione di quota parte del beneficio di sistema (benefit-sharing)

Metrica OSS: MWFER

Potenza efficiente installata di generazione a fonte rinnovabile sottesa alla cabina primaria in assetto di rete standard

Metrica REGV: MVAPotenza nominale di trasformazione di cabina primaria

Dove: CPPer ogni cabina primaria in cui sia stato realizzata la funzionalità OSS-1, OSS-2, REGV-1

Impatto proposte 2016-2019


CostoBeneficio

netto

OSS-1 DSO 8-10%

DSO 8-10%

TSO 2%

REGV-1 DSO 10% 135 195

Incentivo (% Beneficio netto)Funzionalità

OSS-2 13-15

Inversione di flusso CP

maggiore o uguale all’1%

del tempo annuo: si

stima circa 30% delle CP

Impatto stimato nel periodo

[milioni di euro]

Stima in corso

31

Indicatore di priorità

Revisione del meccanismo incentivante e analisi fut ure

2016 - Analisi REGV-2

• Coinvolgimento delle cabine secondarie per la regolazione di tensione

• Attivazione della funzionalità di regolazione locale già prevista dalla norma CEI 0-16

• Affinamento della metrica in relazione agli specifici livelli di tensione e al numero e lunghezza delle linee con vincolo di tensione prevalente sottese alla cabina primaria

• Revisione del valore dell’incentivo e delle stime relative

Enforcement

• Controlli su congruità dati ed effettivo utilizzo/vantaggi (hosting capacity liberata)

Revisione meccanismo incentivante

• Si riserva la possibilità di adeguare, anche in riduzione, i livelli di incentivo unitario qualora i primi sviluppi di roll-out generino risultati inferiori alle aspettative

• Come principio, livelli di incentivazione più elevati dovrebbero comportare anche l’attivazione di meccanismi di penalità (2020-2023 integrati nel modello TOTEX)


SDS in Aree Urbane

Situazione ad oggi

• Obbligo del distributore adeguare e mantenere in sicurezza gli impianti

• Incentivo alla sostituzione delle colonne montanti ammortizzate (prima del 1980)

Orientamenti finali

Favorire l’ammodernamento delle colonne montanti vetuste in logica “future proof”

• Aggiunta di prescrizioni sull’adeguamento alle norme o al progresso tecnologico attualmente previste in sede di contratto di trasporto (modifica del TIC)

• Valutare meccanismi premi/penali legati a piani di bonifica


Risposte distributori operanti in aree urbane dco 255/2015: • Confermato interesse verso funzionalità di esercizio avanzato della rete MT,

che si ritiene già promosso dalla regolazione della qualità del servizio• Evidenziata tematica rifacimento colonne montanti (legata alla riforma

tariffa domestica e richieste di aumento di potenza )

Piani di bonifica delle colonne montanti

Criteri per l’approvazione di piani di bonifica dei distributori – da definire

• Selettività - Individuazione dei casi di maggior gravità

• Comprendere l’entità effettiva del fenomeno, il costo delle azioni necessarie, nonché l’aumento di capacità attesa delle colonne montanti bonificate rispetto alla capacità attualmente disponibile negli stessi impianti

• Indicare condizioni per assicurare tutela della concorrenza lato utente

• Durata non superiore a tre/quattro anni

• Approvazione con silenzio-assenso

“Budget” massimo di costi compensativi

• Quantificazione funzione della rilevanza del piano (numero utenze/stabile)

• Utilizzabile per finalità di interesse collettivo connesse al rifacimento delle colonne montanti (es. campagne mirate di sensibilizzazione e promozione della sicurezza elettrica degli impianti di utenza)


Meccanismi premi/penali legati a piani di bonifica

Incentivo

Correlato alla differenza di capacità tra prima e dopo gli interventi di bonifica inclusi nel piano (output espresso in kW complessivi nell’area urbana interessata) e al raggiungimento degli stati di avanzamento del piano di bonifica

Penalità

A conclusione del piano, nel caso di richieste di aumento di potenza posposte o non accolte e di cui il distributore non sia in grado di dimostrare di aver compiuto ogni possibile azione per effettuare l’intervento di bonifica


Attese proposte in merito a criteri selettivi corredate da valutazioni, anche preliminari, di tipo costo/beneficio, che possano essere alla base della

quantificazione dell’incentivo e delle penalità

Progetti pilota «Isole non interconnesse rinnovabil i»

Oggetto

Progressiva copertura del fabbisogno isole non interconnesse (escluse quelle diprossima interconnessione) con produzione da fonte rinnovabile di cui al decretolegge “Destinazione Italia”

Prime proposte

1. Integrazione di impianti di generazione alimentati a fonti rinnovabili

2. Sviluppo di programmi di gestione integrata dei maggiori carichi

3. Installazione e gestione ottimizzata sistemi e apparati per garantire la flessibilità

Modalità di remunerazione

Verranno definite dall’Autorità tenendo conto anche delle modifiche nellaremunerazione dei gestori del sistema isolano a seguito delle indicazioni del decretolegge n. 91/2014


Risposte dco 255/2015: condiviso e suggeriti altri spunti da valutare

Progetti pilota «Smart City»

Obiettivo

Proposta dco 544/15 «Attuazione del paradigma smart city»

Requisiti – prime proposte

• Aree urbane densamente popolate (popolazione minima 500.000 abitanti)

• Logiche innovative di gestione della rete BT, gestione avanzate dei contatori di seconda generazione in integrazione con tecnologie di comunicazione avanzate e con la sperimentazione di soluzioni multiservizio (es. smart water grid, integrazione con sistemi di mobilità avanzata)

Raggruppamenti

Distributori di energia elettrica + esercenti locali servizi di pubblica utilità coinvolti + amministrazioni comunali interessate

Incentivo: funzione degli output innovativi in grado di dimostrare in selezione

Priorità: accreditamento programmi europei sul tema smart cities e minimizzazione del contributo a carico del sistema


Risposte dco 255/2015 sperimentazioni smart distribution system BT: intercettare esigenze aree urbane

Sicurezza Cibernetica: monitorare le attività delle imprese

Interdipendenza fra reti e più punti di vulnerabilità (SCADA, ma anche sensori!)

Prossimi passi

• Cooperare con Istituzioni incaricate (Presidenza del Consiglio) e imprese

• Armonizzare terminologia

• Monitorare le attività delle imprese dei settori regolati

- richiesta di report periodici

- pubblicazione dati e confronti per promuovere le migliori pratiche

2016-2019: «SELF-REGULATION» «PEER REVIEW»


Dalla consultazione 255/15:(1) Monitoraggio delle imprese regolamentate: utile per promuovere le

migliori pratiche(2) Livello minimo di requisiti di sicurezza: meno costoso di un

adeguamento (retrofit)(3) Segnali di mercato: possono non essere sufficienti (benefici esterni

alle imprese)

Accumulo elettrochimico: gestione/proprietà DSO Reti di distribuzione: ammissibilità dei sistemi di accumulo elettrochimici

� Oggi:

� Non riconosciuti in tariffa (salvo sperimentazioni approvate dall’Autorità)

� Regolati lato utente «Integrazione dei sistemi di accumulo di energia elettrica» (delibera 574/14)

� 1° fase temporanea – con metodologia analisi costi/benefici

- riconosciuti solo se approvati dall’Autorità (criteri da definire, ma necessarie osservabilità e regolazione della tensione in MT)

� 2° fase – con regole dispacciamento locale se non è servizio a mercato

Prossimi passi

- Individuazione cluster omogenei per reti/generazione/domanda cui associare valori attesi di rapporti costi/benefici

- Definizione metodologia analisi costi/benefici (semplificata per BT)

- Approvazione metodologia condivisa con gli operatori (consultazione)


Risposte dco 255/2015: attenzione al mercato

Accumulo elettrochimico: approccio proposto

Sono state definite regole per la partecipazione delle risorse diffuse al mercato dei servizi di dispacciamento?

E’ connesso in mediatensione?

Analisi costi/benefici presentata dal distributore (secondo metodologia

approvata ex-ante) è positiva ?

no

sì (esistono regole)

sì (MT)no (BT)

sì

AMMESSO

no

sì

Caratteristiche sistema: si

configura come servizio a mercato?

NON PERMESSO

no


Sono presenti «Osservabilità» & «Regolazione V»

sì

Metodologia semplificataAnalisi C/B

no

Smart distribution system: infrastrutture e mercato

Approccio integrato infrastrutture e mercato, con futuro coinvolgimento degliutenti sulla base di segnali di prezzo estesi alle risorse connesse alle reti didistribuzione

Conferma - orientamenti finali dco 544/2015

«Potranno coesistere, anche in futuro, un ruolo dell’impresa distributrice comefacilitatore neutrale del mercato con particolare riferimento alle risorse non abilitateconnesse alla propria rete e un ruolo del venditore (come utente del dispacciamento)o dell’aggregatore per la fornitura di servizi a condizioni di mercato per le risorseabilitate»


RISPOSTE DCO 255/2015: CONDIVISO

Riforma Dispacciamento Elettrico: delibera 393/2015


Progetto interdirezionale RDE(riforma del dispacciamento elettrico)

Delibera 393/2015/R/eelRiforma organica della regolazione del servizio di dispacciamento energia elettrica

Obiettivo riforme entro 2016:

• Compatibilità riforma nazionale con contesto internazionale

(codice di rete europeo bilanciamento elettrico – Comitologia prevista primi mesi 2016)

• Stabilità nel tempo

UNA SFIDA PER LA RETE E PER IL REGOLATORE!

Importanti passi avanti verso la «regolazione smart »…

1. Regolazione basata sugli output è la schiave verso una regolazione innovativa che combina efficienza ed efficacia

2. Priorità e selettività sono necessarie per assicurare rapporto costo/opportunità dello sviluppo delle infrastrutture innovative

3. Analisi costi/benefici è la base per incentivi che trasferiscono parte delle esternalità positive di sistema al distributore

4. Processo di apprendimento per costruire una regolazione robusta, vista l'incertezza e i rischi delle nuove applicazioni tecnologiche

5. La flessibilità rimane un obiettivo che richiede nuove regole di dispacciamento, standardizzazione e servizi di telecomunicazione


Importante coinvolgimento del «Sistema Italia»

L’Autorità esprime profondo apprezzamento per il lavoro svolto e l’impegno profuso da tutte le persone coinvolte dalla sperimentazione. Nell’impossibilità di ringraziare individualmente, si desidera in particolare segnalare

• il personale delle imprese di distribuzione che ha seguito i progetti pilota tenendo i contatti con l’Autorità (Fiori e Francucci di A.S.SE.M., Pisciotta e Tallei di ASSM, Fasciolo, Lucchini, Martinazzi e Pluda di A2A Reti Elettriche, Carta, Liotta e Zendri di ACEA Distribuzione, Loperfidoe Paulucci di ASM Terni, Bianchin e Perron di DEVAL, Alagna, Consiglio, Di Lembo, Di Napoli, Lombardi, Massimiano e Petroni di ENEL Distribuzione),

• i professori e ricercatori universitari che hanno fornito contributi tecnici e scientifici sia in fase di valutazione che di disseminazione (La Scala del Politecnico di Bari, Borghetti dell’Università di Bologna, Pilo dell’Università di Cagliari, Delfino dell’Università di Genova, Pelacchi dell’Università di Pisa, Turri e Fellin dell’Università di Padova, Ippolito dell’Università di Palermo, Capone, Delfanti, Falabretti, Merlo, Olivieri del Politecnico di Milano),

• nonché altri esperti (Timò del CEI, Sica di FederUtility, De Nigris e Celi di RSE, Carlini e Giannuzzi di Terna, e Denti, Graditi, Noia e Pigini coinvolti come esperti nella fase di predisposizione dei progetti)

• e tutte le altre persone, anche delle imprese fornitrici di apparati e servizi, che sono state a vario titolo coinvolte nella realizzazione dei progetti e di cui non è possibile indicare qui i nomi

Allegato 1, documento di consultazione 255/2015/R/eel, 29 maggio 2015


Grazie per l’attenzione!

Domande?

ing. Samuele Larzeni - AEEGSI

[email protected]

www.autorita.energia.itOperatori > elettricità > smart grid

Smart Distribution System e Quadro Regolatorio · 2015-11-29 · Smart Distribution System e Quadro...

Documents

Transcript of Smart Distribution System e Quadro Regolatorio · 2015-11-29 · Smart Distribution System e Quadro...