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.

1. Integrazione delle rinnovabili nel
sistema elettrico
Massimo Gallanti
ANIE Energia – ANIE Gifi
Rimini, 8 novembre 2013
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2. Le trasformazioni in atto nel Sistema
Elettrico
I driver della
trasformazione
Effetti
• non programmabile
• «Decarbonizzazione»
della produzione elettrica
Generazione da fonti
rinnovabili
cogenerazione
• Efficienza energetica
Nuovi usi
elettrici
• Integrazione mercati
Incremento
degli scambi
• di piccola taglia
• Spesso integrata
con il consumo
• Scarsamente
programmabile
• anche di piccola
taglia
• Integrata con il
consumo
• Pompa di calore
• Mobilità elettrica
• Cottura elettrica
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3. Le trasformazioni in atto nel Sistema
Elettrico
Crescita potenza eolica e FV
Fonte: SEN
Fonte: Terna
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4. Le criticità dell’attuale sistema elettrico
Rapida crescita delle fonti rinnovabili non programmabili
• 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
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5. Le criticità dell’attuale sistema elettrico
Rapida crescita delle fonti rinnovabili non programmabili
• 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
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6. Situazione critica alla punta
Fonte: Terna
6

7. Le criticità dell’attuale sistema elettrico
Il sistema elettrico al 2020 secondo la SEN
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8. Le criticità di un sistema elettrico con FRNP
Carenza regolazione in situazione di eccesso di produzione da fonti rinnovabili e basso carico
Limitata quantità di
generazione non
Riserva a salire programmabile
fornita da
generazione
abilitata
Grande quantità di
generazione non
programmabile
Riserva a
salire
Domanda da servire
Riserva a
scendere fornita
da generazione
abilitata
Generazione
programmabile
abilitata ai
servizi di rete
Riserva a
scendere
Generazione
programmabile
abilitata ai
servizi di rete
FV+Eolico
Generazione non
programmabile
non abilitata ai
servizi di rete
8
Generazione non
programmabile
non abilitata ai
servizi di rete
Una minor quantità di
produzione convenzionale
deve garantire una maggior
quantità di riserva !
Incremento di
generazione
aleaotoria e che
non contribuisce
alla riserva
8

9. Le criticità dell’attuale sistema elettrico
Accentuate variazioni «carico residuo» in brevi intervalli di tempo
~ 5.000 MW
~ 11.000 MW
Fonte: TERNA
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10. Le criticità dell’attuale sistema elettrico
Riduzione di risorse di regolazione a fronte di maggiori esigenze
• Regolazioni di frequenza
∆f
– Primaria: automatica
– Secondaria: automatica
– Terziaria: manuale
30 s
30 s – 15 min
Time
Inerzia 500 ms
30 s
30 s – 15 min
10 – 15+ min
Adattato da ENTSO-E
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11. Le criticità dell’attuale sistema elettrico
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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12. 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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13. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
Responsabilizzazione della generazione da fonti rinnovabili non
programmabili
• 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
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14. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
Interventi sulla infrastruttura di rete
• Eliminare i «colli di bottiglia» sulla Rete di Trasmissione
Nazionale
• Eliminare le strozzature sulla
rete del Centro-Sud che
impediscono il completo
sfruttamento della fonte eolica
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15. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
Interventi sulla infrastruttura di rete
• Eliminare i «colli di bottiglia» sulla Rete di Trasmissione
Nazionale
Rinforzare il
collegamento tra Centro
Nord e Nord
Rendere pienamente
operativo il
collegamento SA.PEI
Completare rinforzo
collegamento SiciliaCalabria
Fonte: GME – Gennaio 2013
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16. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
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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17. Come fronteggiare le attuali criticità del
sistema elettrico
Aumentare la flessibilità 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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18. Come affrontare le nuove criticità 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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19. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
Garantire al Sistema elettrico la banda di regolazione primaria…
Scenario 2020
~ 3800 ore
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20. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
… sfruttando le potenzialità degli impianti convenzionali
Scenario 2020
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21. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
Ricercare la flessibilità dove oggi non c’è
• 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
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22. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
Sistemi di accumulo
Le differenti dimensioni da considerare nell’analisi dei sistemi si
accumulo
Esigenze per SdA
•
•
•
Soggetti regolati (TSO e/o DSO)
Operatori (produttori/Consumatori)
Operatori dedicati
Attori
•
•
•
Esigenze di sistema
Esigenze di rete
Esigenze del produttore
e/o consumatore
•
•
Sistemi Power intensive
Sistemi Energy intensive
Caratteristiche
funzionali del SdA
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23. Le esigenze applicative che motivano i sistemi
di accumulo
Esigenze di sistema
(globali)
Esigenze di rete (trasm/distr.)
(locali)
•
Regolazione di frequenza (riserva
primaria, secondaria, terziaria)
•
Superamento di «colli di bottiglia»
locali dovuti alle FER
•
Incremento della domanda in ore
con eccesso di produzione
•
Regolazione di tensione
•
Continuità del servizio (livello minimo)
•
Profilo di scambio tra rete di
distribuzione e di trasporto
Esigenze dell’operatore
(produttore/consumatore)
•
Arbitraggio sui prezzi dell’energia
(Produttore, produttore/consumatore)
•
Riduzione dei propri sbilanciamenti
•
Incremento dell’autoconsumo
•
Continuità/qualità del servizio
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24. 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]
• impiego di SdA dedicati di
grossa taglia
n.a.
• impiego di SdA installati per
altra esigenza
Superamento di «colli di bottiglia» RTN
dovuti alle FER [Energy]
• impiego di SdA dedicati di
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.
n.a.
Esigenze di rete (trasm./distr.)
(locali)
Continuità/Qualità del servizio
[Power/Energy]
n.a.
• impiego di SdA dedicati in
loco
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
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
Incremento autoconsumo [Energy]
n.a.
n.a.
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• impiego di SdA dedicati di
taglia ottimizzata
Operatori del mercato

25. Come affrontare le nuove criticità del sistema elettrico
Sistemi di accumulo elettrochimico
La scelta italiana
• Sistemi di accumulo elettrochimico come parte
dell’infrastruttura di rete
– Realizzati dal soggetto «regolato»
– Pagati come investimenti di rete, tramite le tariffe di rete
• Per le esigenze di sistema, i SdA sono stati sviluppati da Terna
• Approccio «progetti pilota» - Sperimentare e rendere pubblici
i dati della sperimentazione
• Rimozione di barriere normative per l’impiego in ambiente
domestico e terziario
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
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26. Conclusioni
• 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!
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27. Grazie per
l’attenzione!
massimo.gallanti@rse-web.it
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