AEEG - Schiavo Ciaccia - Interventi regolatori per le FER

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Il cambio di paradigma della generazione elettrica impone un ripensamento integrale del modello operativo
del mercato e del sistema elettrico (inter)nazionale: nuove tecnologie, nuovi modelli organizzativi, nuovi
servizi e nuovi operatori. L’obiettivo del convegno è quello di analizzare e dibattere con gli operatori tutti
quegli aspetti che partecipano a diversi livelli al cambio di paradigma: generazione distribuita, smart grid,
sistemi di accumulo, smart cities e smart buildings.

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AEEG - Schiavo Ciaccia - Interventi regolatori per le FER

  1. 1. 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 1
  2. 2. RINNOVABILI: LA TRASFORMAZIONE IN CORSO (1/2) Impianti FRNP potenza connessa [GW] 24,5 19,7 16,4 PhV 12,8 Wind 9,3 6,0 2,8 1,6 4,0 0,4 1,9 1,6 1,9 2,7 2005 2006 2007 3,5 2008 3,5 1,1 4,9 5,8 2009 2010 8,1 7,0 2011 2012 Sistema elettrico nazionale: 51 GW (picco), 22 GW (valle) Autorità per l’energia elettrica e il gas 2
  3. 3. RINNOVABILI: LA TRASFORMAZIONE IN CORSO (2/2) Produzione lorda da fonti rinnovabili in Italia dal 1996 a oggi Impianti termoelettrici da biomasse e rifiuti Impianti eolici GWh 95.000 Impianti fotovoltaici Impianti geotermoelettrici Impianti idroelettrici 90.000 85.000 80.000 75.000 70.000 65.000 60.000 55.000 50.000 45.000 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Sistema elettrico nazionale: 330 TWh Autorità per l’energia elettrica e il gas 3
  4. 4. GLI EFFETTI DELLA TRASFORMAZIONE: IMPATTO SULL’ESERCIZIO DEL SISTEMA (1/2) 2010 2013 Giorni lavorativi Giorni lavorativi Giorni festivi Giorni festivi 4
  5. 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 Autorità per l’energia elettrica e il gas 5
  6. 6. GLI EFFETTI DELLA TRASFORMAZIONE: IMPATTO SULLE RETI DI DISTRIBUZIONE Indicatore di criticità: ore annue con flusso inverso di potenza 6
  7. 7. Integrazione delle FRNP nel mercato = azioni di convergenza CAPACITÀ DI INTEGRAZIONE della INTEGRAZIONE NEL MERCATO PRODUZIONE SVILUPPO DELLA RETE ELETTRICA MODALITA’ DI GESTIONE DEL SISTEMA ELETTRICO (Dispacciamento) 7 di 10 7
  8. 8. LE AZIONI SULLE INFRASTRUTTURE Autorità per l’energia elettrica e il gas 8
  9. 9. 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) Autorità per l’energia elettrica e il gas – 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
  10. 10. 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) Autorità per l’energia elettrica e il gas 10
  11. 11. 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 11
  12. 12. Psmart: INDICATORE DI HOSTING CAPACITY (beneficio principale delle smart grid) Vcontrol PDG HV 1% of time MV Psmart Rete attiva + storage latenza 200 ms MV LV MV LV Rete attiva – latenza 200 ms “intertrip” (no islanding indesid.)* Rete attiva – latenza 10-20 s regolazione remota di tensione Min. Load Rete passiva: flusso inverso (da MT a AT) per <1% del tempo PDG= 0 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 * Molto critico in Italia per via delle richiusure rapide (400ms) 12
  13. 13. INNOVAZIONE: FUNZIONALITA’ DELLE SMART GRID Funzionalità principali per assicurare il rispetto dei limiti di: Latenza dei segnali • 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.) 13
  14. 14. LE AZIONI SUGLI IMPIANTI DI PRODUZIONE Autorità per l’energia elettrica e il gas 14
  15. 15. 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 Autorità per l’energia elettrica e il gas 15
  16. 16. LE AZIONI SUL DISEGNO DEI MERCATI DELL’ENERGIA E DEL DISPACCIAMENTO Autorità per l’energia elettrica e il gas 16
  17. 17. 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. Autorità per l’energia elettrica e il gas 17
  18. 18. IL DCO 354/2013/r/eel: possibili modelli di dispacciamento su reti di distribuzione Modello 1 “Dispacciamento Centralizzato Esteso” Modello 2 “Dispacciamento Locale del DSO” Modello 3 “Profilo di scambio AT/MT programmato” Autorità per l’energia elettrica e il gas 18
  19. 19. Sperimentazioni di sistemi di accumulo Autorità per l’energia elettrica e il gas 19
  20. 20. Caratteristiche dei progetti pilota SdA energy Autorità per l’energia elettrica e il gas 20
  21. 21. 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 Autorità per l’energia elettrica e il gas 21
  22. 22. ALTRE FORME DI AUTOCONSUMO L’autoconsumo virtuale • lo scambio sul posto L’autoconsumo fisico • i SSPC: SEU, SESEU, AA, SLD Autorità per l’energia elettrica e il gas 22
  23. 23. Grazie per l’attenzione Autorità per l’energia elettrica e il gas Piazza Cavour, 5 20121 Milano mercati@autorita.energia.it infrastrutture@autorita.energia.it www.autorita.energia.it
  24. 24. Modello 1 “Dispacciamento Centralizzato Esteso”
  25. 25. Modello 2 “Dispacciamento Locale del DSO”
  26. 26. Modello 3 “Profilo di scambio AT/MT programmato”

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