Sulligoi - Memoria 01
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L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri – RSE S.p.A et Al. Abstract “esteso” Il "Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili", presentato dal Ministero per lo Sviluppo Economico alla Commissione EU nel giugno 2010, prevede l'impegno dell’Italia a soddisfare entro il 2020 il 17% dei consumi nazionali tramite lo sfruttamento delle energie rinnovabili. In particolare, il Piano stabilisce che le fonti rinnovabili dovranno sostenere il 28.97% dei consumi lordi finali nel comparto elettrico, a bilanciare la minore penetrazione attesa nei trasporti e negli usi termici (riscaldamento e raffrescamento). Si tratta quindi di incrementare il già significativo 18% ottenuto nel 2010, con un contributo crescente della generazione diffusa di taglia medio-piccola. Tale obiettivo comporta che su alcune porzioni di rete l’energia da fonte rinnovabile non programmabile rappresenterà una frazione rilevante del totale trasportato dall’infrastruttura; l'avvio della mobilità elettrica, tesa a migliorare le prestazioni del comparto dei trasporti, finirà anch'essa per influire sulle reti di distribuzione. La liberalizzazione del mercato elettrico, a sua volta, contribuisce all'incremento del livello di complessità con l'introduzione di ulteriori soggetti e la moltiplicazione degli scambi informativi necessari al corretto funzionamento dell'intero sistema. L'evoluzione da rete passiva a "rete intelligente" è indispensabile per accogliere la generazione da fonte rinnovabile e garantire al contempo il mantenimento di livelli adeguati di affidabilità e qualità del servizio. Sulle reti di distribuzione sono infatti già visibili i primi effetti: in diversi casi si può già osservare un surplus di generazione rispetto all'assorbimento presente sulla stessa rete con conseguente peggioramento dei profili di tensione; l'attuale funzionamento degli apparati di connessione dei generatori distribuiti può comportare distacchi indesiderati (non legati a effettivi disservizi della rete) o, viceversa, condurre al fenomeno dell'isola indesiderata (quando il generatore continua a immettere potenza nonostante la rete sia fuori servizio). La ricerca in corso ha delineato i principali elementi che contribuiranno all'evoluzione verso l'obiettivo della "rete intelligente": • maggiore partecipazione della generazione diffusa (da mera 'connessione' a reale 'integrazione'); • adozione di una appropriata infrastruttura di comunicazione per connettere i diversi elementi della rete elettrica; • separazione decrescente tra la fase di pianificazione e di esercizio della rete; • impiego di apparati di accumulo elettrico, sia in abbinamento ai generatori da fonte rinnovabile intermittente sia come strumento per l'ottimizzazione dei parametri di rete; adozione di tecniche di previsione di producibilità da fonte rinnovabile a breve e brevissimo periodo; • possibile evoluzione per il ruolo del soggetto incaricato dell'esercizio della rete di distribuzione (verso il 'dispacciamento locale', anche tramite soggetto appositamente individuato).. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. 1 Motivazioni alla base delle Smart Grid La protezione dell’ambiente, la necessità di mitigare i cambiamenti climatici riducendo le emissioni di gas climalteranti, la diminuzione delle riserve di combustibile fossile, stanno portando a un crescente sfruttamento delle risorse energetiche rinnovabili principalmente di tipo eolico e solare. Queste forme di energia alquanto intermittenti, funzioni delle situazioni meteorologiche, dei cicli giorno/notte, delle stagioni, richiedono di essere coniugate con l’esigenza degli utilizzatori finali di disporre di un flusso di energia elettrica sempre adeguato alle proprie necessità. La via per arrivare alla gestione efficace dello scenario che si sta profilando si basa sulle reti e sulle infrastrutture elettriche controllate in modo intelligente, con capacità di gestione dei flussi di potenza e di influenzare gli utilizzatori finali di energia elettrica attraverso informazioni relative alla produzione di energia elettrica presente ed attesa. In questo quadro si colloca anche l’elettrificazione del trasporto, che accanto alla riduzione locale degli inquinanti (specialmente nelle grandi città), renderà fruibili risorse aggiuntive per l’ottimizzazione del sistema elettrico nel suo complesso. La consapevolezza di un accresciuto ruolo delle reti elettriche ha portato al concetto di “Smart Grid” e alla spinta innovativa ad essa correlata. La “Smart Grid” (SG) è una concezione innovativa di infrastruttura di rete che, con i limiti imposti dalla complessità e dall’estensione dell’infrastruttura esistente, ha come obbiettivo primario di supportare la strategia per una energia elettrica affidabile, sostenibile e competitiva [] . Esistono molte definizioni di SG, ciascuna delle quali evidenzia particolari aspetti (es. il ruolo dell’ICT, l’evoluzione nei componenti delle reti, il ruolo del mercato, l’esigenza di assicurare una adeguata fornitura di energia nel rispetto dell’ambiente, l’integrazione delle rinnovabili). Ai fini di questo rapporto si è deciso di adottare la definizione ERGEG (Associazione dei 27 Regolatori Europei) che estende la definizione formulata dalla European Technological Platform [] al fine di enfatizzare il fatto che l’investimento nelle Smart Grid debba essere finalizzato a: • • • rispondere alle necessità esistenti nel medio e lungo termine; portare un valore all’utilizzatore finale; portare benefici diretti a tutti gli utenti delle reti. Definizione []: Smart Grid is an electricity network that can cost efficiently integrate the behaviour and actions of all users connected to it – generators, consumers and those that do both – in order to ensure economically efficient, sustainable power system with low losses and high levels of quality and security of supply and safety. Traduzione: La Smart Grid è una rete elettrica che può integrare in modo efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti ad essa collegati (generatori, consumatori e “generatori-consumatori” prosumers) per garantire un sistema elettrico economicamente efficiente, con basse perdite ed un elevato livello di qualità del servizio, disponibilità degli approvvigionamenti e sicurezza. 1.1 I driver politici Le Smart Grid sono una risposta a specifiche richieste avanzate dal mondo politico a livello globale (G8, G20), europeo (EC) e italiano di tendere verso uno sviluppo sostenibile: rispettoso dell’ambiente, durevole nel tempo (sicurezza approvvigionamenti) e capace di ottimizzare i costi (regime di mercato competitivo). Il familiare “pacchetto clima-energia” (noto altresì come “pacchetto 20-20-20”) [], volto a conseguire gli obiettivi che l’UE si è fissata per il 2020, prevede la riduzione del 20% delle emissioni di gas a effetto serra rispetto al 1990, l’aumento al 20% del contributo da fonti rinnovabili e L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. il 20% di risparmio energetico rispetto alla tendenza “baseline”. Il terzo pacchetto energia promulgato nell’estate 2009 [] ha sancito la necessità di integrare nel sistema elettro-energetico europeo grandi impianti basati su risorse energetiche rinnovabili, la Generazione Diffusa (GD), ma anche la possibilità di condizionare le abitudini di consumo degli utilizzatori finali per sfruttare al meglio le forme di generazione rinnovabile. Ciò è possibile attraverso un potenziamento della rete e una gestione ottimizzata dei flussi di energia mediante nuove tecnologie come l’Information and Communication Tecnology (ICT) e l’elettronica di potenza []. zz a Int er no Me rc ato Cambiamenti climatici Ri rid ità tg ac rto p o Ca s p t ra i di nt Ambiente e am on Sviluppo sostenibile Natura e conservazione ar Sm i– nt lità ige bi ell ffida alità nt A u i eq vig ov pr Ap du ed zion Re e ff e p ti i ici re nt en zz e ll za i ige nt In n i– c o ov a Sm mp zio ar eti ne tg ti v e rid i tà L ib er ali ti i Re lità e ibi ari a o n im zz sp pr re Di gie cu er Si en zio ne A livello globale le Smart Grid (SG) sono considerate un aspetto imprescindibile dell’evoluzione del sistema elettrico, essenziale per far fronte alle mutate esigenze energetiche. La piattaforma tecnologia europea sulle SG (SmartGrids Technology Platform) ha identificato le necessità e le soluzioni da implementare nelle reti elettriche []. Di fatto le SG guideranno la transizione dalla concezione attuale delle reti elettriche verso un approccio più moderno, ottimizzato, di un’infrastruttura in grado di scambiare informazioni in modo bidirezionale con tutti i propri nodi e di adattarsi alle diverse condizioni, anche in caso di guasto. Nel concetto di SG la rete elettrica esistente e le tecnologie di comunicazione sono connesse in un’infrastruttura integrata in modo da formare un nuovo sistema intelligente. In questo sistema i produttori, i consumatori e i sistemi di accumulo interagiscono in un mercato libero al fine di ridurre la dipendenza dalle importazioni, favorire la crescita dei consumi, salvaguardare l’ambiente, consentire l’espansione delle reti, il potenziamento della loro capacità di trasportare energia, favorendo l’entrata sul mercato di nuovi attori anche piccoli, in altre parole favorendo la competizione. I driver che conducono verso le Smart Grid sono riassunti in Figura 1. Impatto globale e locale Reti intelligenti – Smart grid Figura 1: Driver verso le Smart Grid. Le spinte verso l’efficienza energetica di carattere globale (non solo elettrico) determinano anche un aumento della domanda di elettricità (mobilità elettrica e conversione dei sistemi di climatizzazione verso le pompe di calore). La domanda stessa, anche in virtù di questi nuovi utilizzi dell’energia, potrà e dovrà giocare un ruolo più partecipe, “attivo”. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. 1.2 Fattori abilitanti delle Smart Grid I fattori abilitanti le Smart Grid sono le tecnologie, in particolare l’ICT, che permetteranno l’integrazione delle risorse energetiche diffuse e rinnovabili, sia in termini di energia che di potenza, ma anche i modelli di business. Infatti, per finanziare e operare in un contesto competitivo di libero mercato il paradigma delle SG, è indispensabile che vengano sviluppati opportuni modelli di business che prevedano relazioni, transazioni, pagamenti e remunerazioni quanto più possibile adeguati ai reali servizi offerti/richiesti ai diversi attori e al sistema nel suo complesso. Ai consumatori verranno resi disponibili nuovi servizi di cui si dovrà valutare l’impatto sociale anche attraverso progetti dimostrativi in campo che coinvolgeranno reali clienti. Solo a valle di azioni di questo tipo si potranno finalizzare i modelli di business per rendere tali servizi disponibili. La Figura 2 schematizza come le Smart Grid siano strumentali al conseguimento degli obiettivi politici e come esse si avvalgano a loro volta di tecnologie e modelli di business dedicati, in Figura 3. Politica Smart grid Modelli di Business Tecnologie Figura 2: Tecnologie e modelli di business strumentali alle Smart Grid. i tiv az io er ali zz no Li b Me rc ato ic de ne zio se za fu liz dif ibi ie ss bil Fle va no lia rin tig he ot tic ib uli ge id r m oll ne c cu ee ei Ac rs ed id à iso i on gr cit o pa or t Ca asp r Impatto globale e locale ich ar Cambiamenti climatici t ti di en am on Natura e conservazione R z t du ar Ri Sm vi i– nt lità ige bi ell ffida alità int A Ambiente tti pe u i eq vig ov pr Ap Int er s rri co ti Re lità e i bi a r i a on im zz s p pr re Di gie cu er Si en ne ca sti g iu e ric nti hi tà, Bo di rsa d o en ma erg nd ia, a e ag of gre fer ga ta, to ec ri c. Ri du z ed ion Re Ri eff e p ti i so ici re nt rs e Co en zz e i llig en za nt er Fle ato en g ri ss Inn ti – ele etic i bi o he t co va liz t Sm rin za ron mp zio ici ar no zio eti ne t va n tiv e gr e d inte ità id llig bili e ei dif fu se eti mp Co Sviluppo sostenibile i Reti intelligenti – Smart grid Limitazione del potenziamento della rete Risorse energetiche rinnovabili e diffuse Efficienza energetica Mobilità elettrica Costi ambientali diretti e indiretti (esternalità del sistema e elettrico) Figura 3: Driver e fattori abilitanti le Smart Grid. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. Per coinvolgere il consumatore finale, come attore nei nuovi modelli di business, è necessario aprire con esso un canale di comunicazione bidirezionale. Per soddisfare alcune esigenze (primariamente di natura commerciale), il mezzo di comunicazione più adeguato (economico, pervasivo e con già molte delle funzionalità necessarie) è l’infrastruttura dei contatori elettronici. Per questa ragione è opinione comune che il cammino verso le SG sarà agevolato dalla diffusione dei misuratori di elettricità intelligenti []. Come previsto nel 3° pacchetto energia [], i misuratori intelligenti sono lo strumento per trasmettere agli utenti finali i prezzi dell’energia che rispecchiano i reali costi di produzione e di fornitura di prodotti e servizi. I contatori elettronici sono considerati il primo passo verso le SG perché abilitano la nascita di nuovi modelli di business che permetteranno l’interazione della rete con un gran numero di utenti/utilizzatori/attori []. Le Smart Grid non si limiteranno, però, alla diffusione dei contatori elettronici. Per fornire un servizio orientato al cliente, garantire il mantenimento o il miglioramento del livello attuale di qualità della fornitura, efficienza ed economicità in regime competitivo, nel pieno rispetto dell’ambiente, richiederanno funzionalità nuove a tutti gli attori delle reti. Gli adeguamenti richiesti al sistema elettrico saranno necessariamente di ampio spettro e avranno conseguenze sulla progettazione, pianificazione e operazione, interesseranno in misura diversa tutti i portatori di interesse del sistema elettrico []. Portatori di interesse nelle Smart Grid 1. 2. 3. 4. 5. 6. Produttori (centralizzati, decentralizzati e prosumers) Utilizzatori (finali puri) Operatori delle reti di trasmissione (TSO) Operatori delle reti di distribuzione (DSO) Venditori di energia (elettricità, gas, acqua e calore) Operatori di bilanciamento e loro coordinatori, compresi gli aggregatori (controllo della domanda, degli accumuli e della fornitura di potenza reattiva) 7. Fornitori dei servizi di misura 8. Operatori del mercato elettrico (raccolta e negoziazione delle offerte) 9. Operatori delle reti di comunicazione 10. Fornitori di tecnologia per le Smart Grid 11. I regolatori La transizione verso le reti “intelligenti” delle reti elettriche di trasmissione, richiede solo pochi adattamenti (le reti di trasmissione europee hanno già un elevato livello di intelligenza), mentre per le reti elettriche di distribuzione, sono in corso le prime sperimentazioni, anche con il supporto finanziario della Commissione Europea, la recente Delibera ARG/elt 39/10 [] ha aperto ai Distributori la possibilità di usufruire di un supporto tariffario per progetti pilota che prevedano lo sviluppo e l’installazione di apparati innovativi nella gestione/regolazione/protezione delle reti elettriche in media tensione In Figura 4 sono evidenziati i principali elementi che caratterizzano una Smart Grid e il sottoinsieme di quest’ultima che fa capo ai sistemi di misura elettronici. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. Figura 4: Ambito di una Smart Grid e dello smart metering (Fonte ERGEG []). L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. 2 Il sistema elettrico verso le smart grid La disponibilità di elettricità è di cruciale importanza per la società moderna. Le infrastrutture critiche (di informazione e comunicazione, i sistemi di trasporto, l’organizzazione sanitaria ed i relativi processi, ecc.) dipendono dalla continuità e dalla qualità della fornitura energia elettrica. Anche se è possibile mitigare gli effetti più devastanti di un’interruzione del servizio tramite l’utilizzo di sistemi di alimentazione autonomi (ad esempio i gruppi elettrogeni), il costo di questi sistemi è elevato e per questo limitato alle sole funzioni essenziali. I sistemi elettrici sono realtà estremamente complesse: con estensioni geografiche molto vaste, essi devono garantire il costante equilibrio tra generazione e consumo, per mezzo di sofisticati sistemi di controllo automatici, e la supervisione di operatori esperti in centri di telecontrollo. Tale necessità è dettata dalla scarsa immagazzinabilità a basso costo e in grossi quantitativi dell’energia elettrica, che richiede pertanto di assicurare continuamente il bilancio fra la potenza elettrica generata e la potenza assorbita (i carichi più le perdite), ossia di produrre la potenza esattamente quando serve. L’equilibrio deve essere garantito rispetto a tutte le perturbazioni che interessano il sistema, tanto le lente fluttuazioni del carico dovute ai diversi valori di prelievo nel corso della giornata quanto le “contingenze di sistema” dovute a improvvisa indisponibilità di elementi di rete (ad esempio linee e trasformatori) o di grossi generatori, per effetto di cortocircuiti o guasti che ne determinano il fuori servizio. Un’inadeguata gestione delle contingenze può determinare l’innesco di eventi in cascata, fino (come estrema condizione) all’instabilità del sistema elettrico e al completo blackout. Ciò è oggetto delle valutazioni di sicurezza del sistema. Già dal sintetico quadro finora presentato si possono ben comprendere le ragioni di chi afferma che il sistema elettrico è “la macchina più grande” mai realizzata dall’uomo. Il soddisfacimento della domanda istante per istante, in tutti i punti della rete, è garantito principalmente attraverso il controllo della generazione e la definizione e l’applicazione di appropriati criteri di esercizio della generazione e della rete. L’energia cinetica delle masse rotanti del sistema (essenzialmente quella dei generatori) compensa transitoriamente gli sbilanci istantanei di potenza, con variazioni di frequenza legate alle variazioni di velocità angolare delle macchine; i sistemi di controllo provvedono subito dopo a ripristinare la frequenza di riferimento, variando la produzione dei sistemi di generazione. In realtà i fenomeni elettromeccanici (che nascono dall’interazione di masse rotanti e fenomeni elettrici secondo le leggi dell’induzione elettromagnetica) sono solo un sottoinsieme dei fenomeni fisici che si manifestano nei sistemi elettrici, e che evolvono su scale temporali molto diverse fra loro (Figura 1.5), dai microsecondi – è il caso dei fenomeni elettromagnetici – a diverse ore – come per lo unit commitment, ossia alla definizione, giorno dopo giorno, delle centrali da mantenere in servizio sulla rete al fine soddisfare il carico in condizioni di sicurezza. Lo sviluppo del sistema di generazione e delle reti elettriche, per far fronte alla crescita della domanda nelle diverse regioni del Paese, è l’obiettivo della funzione di pianificazione del sistema elettrico. Essa deve garantire che il sistema elettrico sia sempre adeguato a soddisfare il carico in tutti i punti di prelievo e nelle diverse condizioni di domanda (in particolare nella condizione di massima richiesta). La pianificazione si occupa quindi dell’evoluzione del sistema e considera una scala temporale con un orizzonte che supera i 10 anni. Dal quadro presentato appare evidente che la necessità di garantire il costante equilibrio tra energia prelevata ed energia immessa sulla rete, è l’obiettivo perseguito tanto dalle funzioni di esercizio, ovvero dalla gestione e controllo del sistema in tempo reale (con un orizzonte che arriva a qualche ora), quanto dalla funzione di pianificazione, che deve preoccuparsi oggi dello sviluppo del parco di generazione, della rete e di tutti gli apparati di regolazione e controllo, per far fronte alle esigenze che si presenteranno negli anni a venire. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. Sovratensioni da fulmini Tensioni da apertura di linea Risonanza subsincrona Stabilita' lineare e transitoria commutazione di linea Dinamiche a lungo termine Regolazione linea di interconnessione Dispacciamento carico giornaliero 10 -7 10 -6 10 -5 10 -4 10 -3 10 -2 10 -1 1 10 1 10 2 10 3 10 4 10 5 10 6 10 Scala dei tempi [s] 1 grado a 50 Hz 1 ciclo 1 minuto 1 ora 1 giorno Figura 5: Fenomeni e scale temporali nel sistema elettrico. 2.1 La rete odierna L’energia elettrica è principalmente prodotta in grandi centrali, trasportata per tratte lunghe anche diverse centinaia di chilometri sulle reti elettriche di trasmissione2 ad alta o altissima tensione (132-220-400 kV) e successivamente distribuita agli utilizzatori finali in media (15-20-23 kV) e bassa (230-400 V) tensione, attraverso le reti elettriche di distribuzione3. Le reti elettriche di trasmissione sono strutturate e gestite in modo magliato, al fine di rendere disponibili percorsi alternativi che possono essere utilizzati per ripartire i flussi di energia, e per far fronte a indisponibilità di componenti di rete dovute a operazioni di manutenzione o a guasti. Data la loro criticità per i servizi essenziali, le reti elettriche di trasmissione dei Paesi economicamente più sviluppati sono state le prime a essere automatizzate e oggi hanno raggiunto un elevato livello di automazione, che garantisce un’alta affidabilità e un ottimo livello di qualità e continuità della fornitura (disalimentazioni ridottissime e tensione che rispetta parametri stringenti di frequenza, ampiezza e contenuto armonico). Possiamo quindi affermare che la rete di trasmissione, almeno nel nostro Paese, è già “smart”, e che i miglioramenti e le evoluzioni che interverranno (ad esempio maggior diffusione dei collegamenti in corrente continua, più stretta integrazione con la rete degli altri Paesi) si inseriscono in un’architettura che già consente il controllo e la gestione ottimale delle risorse di rete. Interventi ulteriori potrebbero riguardare lo sviluppo delle interconnessioni tra i sistemi elettrici nazionali, e in particolare tra quelli europei. È infatti lecito ritenere che queste ultime saranno strategiche nel mediolungo termine, per poter integrare le significative produzioni attese da fonti rinnovabili collocate nel nord dell’Europa e nel nord dell’Africa, creando di fatto una rete elettrica pan-europea in grado di far fluire l’elettricità da nord a sud e da est a ovest del continente. Le reti elettriche di distribuzione sono connesse alla rete di trasmissione attraverso le cabine primarie, che trasformano l’energia elettrica da alta tensione (AT) a media tensione (MT) e la distribuiscono per tratte che possono arrivare fino a qualche chilometro (Figura 1.6). Le linee MT sono strutturate in modo da garantire possibili percorsi alternativi, ma nella maggior parte dei Paesi, come in Italia, sono operate in modo radiale. La possibilità di realizzare percorsi L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. 7 alternativi consente in caso di manutenzione o guasto di un tratto di linea, di “contro-alimentare”4 i restanti tratti da una diversa cabina primaria; l’architettura attuale non prevede invece un esercizio della rete secondo uno schema magliato (ad esempio per meglio distribuire i flussi di potenza). Lo stesso vale per le linee di bassa tensione (BT), connesse alle linee MT attraverso le cabine secondarie, e gestite in modo radiale. Figura 1.6. Reti elettriche di trasmissione, distribuzione: cabine primarie (rosse), cabine secondarie (gialle) Le reti elettriche di distribuzione MT e BT sono state concepite per operare con flussi di potenza unidirezionali (ossia dalla cabina di trasformazione, che le collega alla rete a tensione superiore, ai punti di prelievo) per soddisfare la domanda elettrica stocastica dei clienti finali. In passato la connessione alla rete di distribuzione di generatori di piccola taglia era considerata una situazione sporadica, pertanto non è previsto che il distributore ne gestisca l’esercizio. I generatori vengono connessi alla rete secondo l’approccio fit & forget, ovvero il distributore, all’atto della connessione, verifica che essi rispettino le regole tecniche di connessione e che il loro funzionamento non determini problemi alla rete in qualsiasi situazione di carico la rete si venga a trovare (fase di “fit”). L’impianto di generazione, una volta connesso alla rete di distribuzione, è libero di produrre quando vuole, secondo le esigenze del produttore (ad esempio soddisfacimento della domanda termica nel caso di impianti di cogenerazione) o la disponibilità di fonti rinnovabili, con l’unico vincolo di rispettare il valore massimo di potenza immessa e le regole tecniche di immissione. Il gestore di rete, non potendo gestire in esercizio il generatore, è come se si dimenticasse della sua esistenza (forget), considerandolo un carico di segno negativo (che cioè immette anziché prelevare), in quanto anche i carichi non sono gestiti in esercizio dal distributore. 2.2 La rete di distribuzione verso le Smart grid Le caratteristiche dei sistemi elettrici attuali, e in particolare della rete di distribuzione, delineate nel paragrafo precedente, lasciano intravedere una serie di problemi derivanti da una massiccia diffusione di generatori di piccola taglia sulle reti di distribuzione MT e BT. In primo luogo l’applicazione del criterio fit & forget limita di fatto la quantità di GD che può connettersi lungo le linee esistenti. Il gestore di rete, non potendo governare durante l’esercizio i generatori, né chiedere che essi adeguino la propria immissione in funzione dello stato di rete, è costretto ad applicare un approccio estremamente cautelativo, che limita notevolmente la quantità massima di generazione installabile. Tale limite potrebbe essere facilmente L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. ampliato se solo ai generatori potesse essere richiesto di collaborare all’esercizio della rete, modificando la loro immissione in base alle esigenze di rete. Un ulteriore elemento di criticità è legato al comportamento della GD in occasione di importanti disservizi di rete. Le regole odierne impongono ai generatori di disconnettersi dalla rete di distribuzione non appena essi rilevano una situazione di anomalia nei valori elettrici (ad esempio valore della frequenza o tensione) misurati nel punto di connessione. Questa logica di protezione determina la disconnessione5 automatica dei generatori non solo nei casi in cui la perturbazione dei valori elettrici è originata da un guasto sulla rete di distribuzione cui il generatore è connesso, ma anche in presenza di importanti disservizi sulla rete di trasmissione. In questo secondo caso la disconnessione, oltre ad essere inutile ai fini della sicurezza della rete di distribuzione, ha effetti dannosi sul sistema complessivo, al quale viene improvvisamente a mancare il contributo di potenza della GD, in un momento di criticità del sistema dovuto al disservizio che ha causato l’alterazione dei parametri elettrici. Per valutare la rilevanza di questa situazione di rischio, occorre tenere presente che nel 2008 in Italia la potenza complessiva della GD connessa alla rete di distribuzione ammontava a 6.600 MW, per una produzione annua di 21 TWh. Il confronto di questi dati con le tipiche curve di carico giornaliere dello scenario italiano, che vanno da minimi di 18 MW a massimi fino a 55 MW, evidenzia quanto il potenziale contributo in termini di potenza al soddisfacimento del carico possa essere, in talune circostanze, estremamente rilevante. Il venir meno della GD, in momenti di alta produzione e basso carico, avrebbe conseguenze serie per la sicurezza del sistema elettrico nel suo complesso. Infine, al crescere della generazione installata, si può determinare il fenomeno dell’inversione del flusso di potenza (la corrente inverte il proprio flusso sulle linee MT e, in seguito, dalla cabina primaria verso la rete AT). Per governare tale fenomeno su reti concepite per essere esercite in modo puramente passivo, è necessario l’adeguamento dei sistemi di protezione, nonché dell’automazione di rete [6]. Quando poi l’inversione di flusso indotta dalla GD diventa più consistente e le correnti si avvicinano al limite tecnico dei conduttori, vi è anche un aumento delle perdite di rete[7]. Dalle SG ci si attende una risposta ai problemi delle attuali reti di distribuzione sopra illustrati. Esse dovranno consentire una gestione dei generatori di piccola taglia e di eventuali sistemi di accumulo dell’energia, arrivando fino a interfacciasi con il consumatore finale. Le nuove esigenze porteranno a evoluzioni delle reti di distribuzione verso strutture di rete e sistemi di comunicazione e controllo particolarmente complessi e innovativi, tali da richiedere investimenti molto consistenti sull’infrastruttura di rete. L’esercizio della rete cambierà in modo radicale, i DSO dovranno essere in grado di riconfigurare le reti e intervenire sul funzionamento dei generatori e dei carichi ad esse connessi, garantendo comunque l’efficienza e il massimo sfruttamento possibile delle fonti rinnovabili. La Figura 1.7 rappresenta qualitativamente gli interventi da realizzare sull’attuale rete di distribuzione in funzione di un indice, la percentuale di ore in cui avviene l’inversione di flusso su una porzione della rete di distribuzione (ad esempio cabina primaria o linea MT), che rende conto dell’incremento della penetrazione della GD sulle reti MT e BT e quindi della necessità che esse evolvano verso il paradigma delle SG. % di ore in RdS cui vi- è2005 inversione di flusso Figura 1.7 Provvedimenti da adottare in funzione della frazione di ore annue in cui si verifica l’inversione del flusso L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. Modelli di business e strumenti regolatori adeguati dovranno altresì favorire un ampio e attivo coinvolgimento degli utenti finali. L’introduzione di opportuni segnali di prezzo che rispecchiano gli andamenti del costo dell’energia e degli altri costi del sistema elettrico, favoriranno lo spostamento dei consumi nei periodi della giornata in cui i prezzi sono più bassi, procurando un livellamento del profilo della domanda, con un beneficio economico per l’intero sistema elettrico. In linea con gli indirizzi politici di aumento dell’efficienza e di riduzione delle emissioni a livello globale e locale, saranno promossi nuovi impieghi dell’energia elettrica sul lato domanda, come l’uso delle pompe di calore per il riscaldamento e la mobilità elettrica, carichi per natura diffusi e di tipo relativamente differibile nel tempo. Di fatto la domanda di elettricità dovuta a questi nuovi usi finali dell’energia aumenterà la flessibilità del sistema, dando la possibilità sia di assorbire i picchi di generazione rinnovabile non programmabile sia di differire gli assorbimenti in caso di scarsità di potenza disponibile. Per un’esemplificazione quantitativa dell’importanza della differibilità della domanda, si consideri la previsione dei nuovi consumi dovuti alla mobilità elettrica. Stimando che il consumo medio di un’auto elettrica, che percorre poco più di 50 chilometri al giorno per un totale di 12.000, è pari a 2.000 kWh/anno [11], la Figura 1.8 mostra l’effetto delle ricariche non controllate in una tipica città italiana in un giorno feriale invernale. Ciascuna curva ipotizza un diverso scenario di diffusione della mobilità elettrica, con penetrazione dal 5% al 20%. La possibilità di differire i prelievi per la ricarica degli autoveicoli consente un impiego più efficiente della rete di distribuzione e della produzione di energia. Figura 1.6: Profilo di carico per la rete urbana per i quattro scenari di penetrazione di auto elettriche. Tutto questo permetterà agli utilizzatori finali di essere influenzati sulla base di informazioni relative alla produzione di energia elettrica, presente e attesa, e di partecipare attivamente alla gestione della rete modificando il proprio profilo di consumo. La Figura 9 schematizza come, nel sistema elettrico attuale, la modulazione per garantire l’equilibrio tra generazione e consumo è totalmente a carico della generazione (interamente gialla), mentre il consumo è del tutto non controllabile (grigio); nel sistema futuro ci si dovrà confrontare con una crescente quantità di generazione non controllabile (da fonti rinnovabili non programmabili), che dovrà essere compensata da una parte di carico controllabile, al fine di garantire al sistema elettrico un’adeguata flessibilità. Sempre al fine di facilitare la modulabilità del sistema elettrico L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. del futuro, la Generazione Diffusa dovrà essere incentivata a dichiarare in anticipo e mantenere, oppure a modulare, il proprio profilo d’immissione1. Sistema elettrico futuro Sistema elettrico attuale reti Generazione centralizzata interamente controllabile reti Consumi interamente stocastici Generazione mista controllata + diffusa (rinnovabile, non programmabile) Consumi stocastici + controllabili Figura 1.7: Frazione di generazione e carico controllata (giallo) e non controllata (grigio) 2.3 Il ruolo del cliente finale nelle smart grid Caratteristica essenziale delle Smart Grid è la comunicazione bidirezionale tra le utility e i clienti finali, sfruttando sia l’infrastruttura dei contatori elettronici sia ulteriori infrastrutture di comunicazione (pubbliche o, in subordine, dedicate). L’invio ai clienti finali di informazioni precise e tempestive sui rispettivi consumi permetterà loro di prendere decisioni consapevoli, anche sulla base di incentivazioni economiche, al fine di partecipare attivamente a garantire la stabilità al sistema. Per massimizzare la partecipazione al mercato dei clienti finali, si renderanno disponibili nuove figure che permetteranno a tutti i clienti, anche semplici consumatori domestici, di “aggregare” capacità di modulazione, attraverso nuovi attori (chiamati appunto “Aggregatori” di domanda ed offerta) e di renderla disponibile al sistema in maniera concorrenziale con i grandi attori del sistema. Gli aggregatori saranno di supporto e guida per i clienti; da un lato offriranno al sistema capacità di modulazione, dall’altro promuoveranno una gestione ottima dell’energia a livello di cliente attivo. I sistemi di gestione dell’energia in uso da diversi anni potranno essere finalmente utilizzati per promuovere la nascita di sinergie tra le esigenze di chi deve gestire 1 Tale funzione, che a una prima lettura potrebbe sembrare molto prospettica, è in realtà già abbozzata nel contesto nazionale. Nel dettaglio, nella normativa “Conto Energia”, Decreto 6/8/2010, è stata introdotta la sub-specie di “sistema con profilo di scambio prevedibile”, ossia un sistema aggregato di generazione e carico in grado di prevedere e garantire il proprio profilo di prelievo/immissione di potenza. Le motivazioni relative al calcolo ex-ante di una curva di iniezione dell’utente sono da ricercarsi nelle funzioni di regolazione che le nuove SG consentiranno di implementare: sostanzialmente, un utente programmabile (di cui cioè è noto in anticipo il suo profilo orario di immissione/prelievo) risulta molto utile al sistema elettrico, che deve garantire istantaneamente il bilancio energetico. È evidente come una maggiore responsabilizzazione dell’utente finale rispetto alla previsione del proprio profilo di prelievo/immissione, e al rispetto di tale previsione, consentirebbe una riduzione dei margini di riserva, ossia una riduzione dei costi associati ai servizi ancillari della rete elettrica. Si precisa che la funzione “sistema con profilo di scambio prevedibile” non è stata recepita dalla Delibera ARG/elt 181/10, indirizzata a dettagliare le modalità applicative del DM 6 agosto 2010 (Conto Energia), in ragione delle complicazioni, sia tecniche (legate alla verifica del servizio), sia regolatorie (legate all’attuale disciplina del mercato elettrico che, in alcune sue parti, richiederebbe un’evoluzione per risultare compatibile con impianti aggregati, attivi e passivi, quali quelli citati dal DM 6-8-2010), sia più generali, relative cioè alla difficoltà, ad oggi, di quantificare i reali benefici per il sistema, e quindi il livello opportuno di incentivazione. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. la rete, chi vende il servizio di fornitura e chi usufruisce di tale servizio. In questa visione l’utenza finale diviene anch’essa un “nodo intelligente”, in grado di offrire servizi per incrementare la sicurezza e la disponibilità del sistema elettrico nel suo complesso. I sistemi domotici potranno quindi essere arricchiti con nuove funzioni in grado di utilizzare al meglio i “segnali di prezzo” (tariffe elettriche anche variabili) e “Segnali di sistema” (set-point per i generatori) provenienti dai vari “stakholders” delle Smart Grid (in particolare il DSO). Potranno, quindi, offrire funzioni per supportare il cliente attivo nel cambiamento delle proprie abitudini e nel contempo ottimizzare l’uso delle fonti energetiche in ambiente residenziale o industriale, garantendo il soddisfacimento delle preferenze stabilite dal cliente stesso [] . ! " # $ # ! % & ' ' ( ( ( ( )* ( Figura 8: Interazione di un cliente con un Smart Grid. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. 3 Servizi e Funzioni delle Smart Grid Per facilitare l’implementazione delle Smart Grid a livello dell’Unione Europea, la Commissione Europea ha promosso una serie di iniziative volte a definire una visione comune. I portatori di interesse sono stati chiamati a sintetizzare le loro aspettative sul sistema elettrico del futuro. Sono stati costituiti gruppi di esperti con diverse finalità, tra le quali l’identificazione dei servizi e delle funzionalità delle Smart Grid. L’interesse di questi gruppi di lavoro ha riguardato sia le reti elettriche della distribuzione che della trasmissione. Infatti, la diffusione della GD sulle reti della distribuzione, inevitabilmente impatterà anche le reti elettriche della trasmissione che dovranno compensare eventuali squilibri che potrebbero verificarsi sulle reti elettriche della distribuzione a fronte di un’elevata penetrazione della GD. Il presente capitolo si basa sui contenuti del documento finale [] prodotto dal gruppo di esperti voluto dalla Commissione Europea. 3.1 Reti di trasmissione Le reti di trasmissione dell’energia possiedono già molte delle caratteristiche proprie delle Smart Grid. Tuttavia anch’esse richiedono alcuni adeguamenti per rendere disponibile tutta la flessibilità necessaria a dispacciare non solo la GD allacciata alle reti elettriche della distribuzione (oggetto di questo libro bianco), ma anche le grandi rinnovabili geograficamente diffuse, attraverso nuove interconnessioni, corridoi di energia, capacità di controllare flussi di potenza e sistemi di accumulo (concetto di “Supergrid” []). La politica energetica europea [] ha delineato un percorso verso le reti di trasmissione più intelligenti che prevede precise responsabilità degli operatori dei sistema di trasmissione (TSO) e la sottomissione alle autorità regolatrici di un piano di sviluppo di rete di medio termine (10 anni) da aggiornare ogni due anni. Inoltre la direttiva (2009/714/CE) [] richiede a tutti i TSO europei di collaborare attraverso l'ENTSO-E2 che dovrà elaborare i codici di rete, integrare il mercato transfrontaliero, armonizzare e standardizzare le regole e i dati scambiare. Le reti intelligenti di trasmissione dovranno avere i seguenti effetti: • • • aumento della capacità di trasmissione sulla base di scambi di dati in tempo quasi reale; migliore monitoraggio e controllo in tempo reale dello stato operativo del sistema; migliore flessibilità e controllo dei flussi di potenza, al fine di aumentare la capacità di trasmissione. Migliorare il coordinamento internazionale, aumentare la capacità di interconnessione, promuovere il bilanciamento transfrontaliero, gestione in modo efficace delle congestioni: significano anche promuovere il mercato unico europeo. 3.2 Coordinamento tra le reti di trasmissione e di distribuzione Per assicurare il contributo delle risorse energetiche diffuse, anche di taglia ridotta, alla sicurezza globale del sistema è necessario coordinare l’esercizio tra la rete di trasmissione e le reti di distribuzione: in particolare, per quanto riguarda il controllo della domanda, l’esercizio e la gestione della Generazione Diffusa, specialmente se di piccola taglia, oppure dei carichi elettrici. Più in dettaglio, saranno da garantire gli sviluppi di seguito elencati. • 2 Un miglior coordinamento in situazioni di emergenza sulla base di procedure comuni, piani di difesa in grado di gestire il contributo delle risorse rinnovabili e diffuse, della domanda attiva anche durante le situazioni di emergenza a livello europeo, potrà anche responsabilizzare i nuovi attori verso gli operatori di sistema e verso il sistema elettrico in generale. European Network of Transmission System Operators for Electricity (https://www.entsoe.eu/) L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. • Il controllo della domanda operato a livello di gestore delle reti di trasmissione può costituire un’importante risorsa per il sistema elettrico, a patto che il gestore delle reti di trasmissione disponga di una adeguata capacità di controllo anche degli utenti sulle reti di distribuzione. A tal fine è di primaria importanza il ruolo dei distributori che (con il supporto dei fornitori di energia ed aggregatori di utenza) avranno il ruolo dell’implementazione pratica delle azioni di controllo della domanda sulle reti di distribuzione. • L’aggregazione dell’offerta di energia operata attraverso la virtualizzazione degli impianti di generazione, ovvero gli impianti di generazione virtuale “VPP” (formati dalla gestione organizzata di impianti di GD anche molto distanti tra loro) necessita di un scambio di informazioni tra gli operatori della distribuzione e della trasmissione. Solo in questo modo è possibile garantire un adeguato controllo della frequenza, stabilità di sistema, controllo dei flusso di potenza, affidabilità della rete e livelli di sicurezza del sistema pari o migliori degli attuali. I “VPP” potrebbero essere gestiti come risorsa per le operazioni di sistema. Le Smart Grid aumenteranno la flessibilità della rete introducendo una maggiore intelligenza sulla rete stessa, integrata all'interno delle apparecchiature e in grado di assicurare una migliore capacità di comunicazione tra i diversi soggetti del panorama elettrico. 3.3 Servizi e funzionalità delle reti intelligenti della distribuzione Per una migliore caratterizzazione delle SG è opportuno analizzare i servizi che esse devono rendere disponibili ai diversi attori del sistema elettrico. Facendo ancora riferimento ai risultati prodotti dall’EG1 della Task Force for Smart Grids [17] precedentemente citata, la Figura 1.11 schematizza il perimetro di una SG, indicando i servizi di alto livello, le tecnologie e le infrastrutture di supporto. Per ogni servizio si indicano i soggetti portatori di interesse, ovvero i principali fornitori di tali servizi (singolarmente oppure in unione ad altri portatori di interesse) e i soggetti che ne sono beneficiari (ovvero coloro che richiedono o traggono beneficio diretto). Le relazioni non sono “univoche”, pertanto è possibile che alcuni servizi siano utili a diversi portatori di interesse. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. Smart grid (perimetro) Integrazione di nuovi utilizzatori e requisiti Esercizio più efficiente Sicurezza del sistema e qualità della fornitura Migliore pianificazione degli investimenti Miglioramento mercato e servizi al cliente Abilitazione coinvolgimento del consumatore ServizieeFunzionalità Funzionalitàdi dialto altolivello livello Servizi Utilizzatori Utilizzatori Operatoridi direte rete Operatori Altriattori attori Altri InfrastrutturaSmart Smartgrid grid Infrastruttura Dati & Applicazioni Sistemi di comunicazione Intelligenza dei componenti Infrastruttura elettrica interfaccefra frasmart smartgrid grideealtri altrisistemi sistemi interfacce Figura 9: Perimetro di una Smart Grid: servizi e funzionalità di alto livello, tecnologie e sistemi di supporto (Fonte: Commissione Europea, Task Force sulle Smart Grid []). I principali servizi che dovranno essere assicurati dalle Smart Grid sono riportati nel seguito. 3.3.1 Nuove esigenze di integrazione Le SG dovranno garantire l’integrazione della GD e assicurare l’energia necessaria ai nuovi usi elettrici finali, come le pompe di calore per il riscaldamento e l’energia richiesta per la mobilità elettrica. Tale servizio è svolto dal distributore, mentre i vantaggi sono a livello di intero sistema (produttori di energia elettrica, consumatori, proprietari e gestori di sistemi di accumulo). La sfida tecnologica e normativa è quella di assicurare l’integrazione della GD, salvaguardando il mantenimento dell’integrità di rete e un adeguato livello di sicurezza. La connessione delle nuove risorse energetiche deve avvenire in maniera trasparente, agevolando anche la connessione delle nuove tipologie di carico. I gestori della rete di distribuzione dovranno porre particolare attenzione alla connessione in rete della GD non programmabile, che richiede supervisione da parte dei sistemi di gestione dell’energia. Le caratteristiche tecniche dei generatori dovranno essere rese note al distributore, al fine di consentire la fornitura di servizi alla rete. È importante raccogliere dati sulla qualità del servizio per controllare come influiscono su di essa i nuovi soggetti connessi alla rete, e rendere sempre disponibile una corretta e completa informazione agli utenti della rete. Fornitori dei servizi: operatori delle reti di distribuzione. Principali beneficiari: produttori, utilizzatori (inclusa la mobilità elettrica), operatori del bilanciamento (inclusi i proprietari di accumuli). 3.3.2 Migliorare l’esercizio della rete L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. Le SG contribuiranno a ridurre i tempi di fuori servizio a fronte di guasti o anomalie, contribuendo a migliorare la continuità del servizio elettrico. Esse saranno dotate di funzioni di riconfigurazione automatica e ottimale della rete e di protezioni che si adattano dinamicamente alla topologia della rete. Saranno sviluppate nuove funzionalità per il controllo dei flussi di potenza e delle tensioni ai nodi, che faranno affidamento sui servizi messi a disposizione dalle risorse di rete (GD, sistemi di accumulo, carichi controllabili). Le informazioni aggiornate sui flussi di potenza attiva e reattiva daranno anche la possibilità di prevenire criticità di esercizio, di programmare tempestivamente lo sviluppo della rete e valutare le opzioni per la connessione di nuova GD. Grazie alla disponibilità di sensoristica distribuita a basso costo, saranno realizzati sistemi di monitoraggio dei componenti di rete, che consentiranno di applicare tecniche di manutenzione avanzate allo scopo di ridurre i disservizi e ottimizzare la gestione dell’asset di rete. Fornitori dei servizi: operatori delle reti di distribuzione, fornitori dei servizi di misura. Principali beneficiari: utilizzatori, produttori, venditori di energia, operatori delle reti di distribuzione. 3.3.3 Sicurezza e qualità della fornitura Le funzionalità introdotte dalle SG consentiranno di migliorare la sicurezza del sistema tramite una gestione più efficace e puntuale delle risorse connesse alla rete. L’obiettivo è l’incremento della quantità di GD connessa alla rete, senza compromettere la sicurezza e la qualità della fornitura. Fra le funzioni innovative di maggior rilevanza per la sicurezza del sistema figura il comando da remoto della disconnessione dei generatori in caso di guasto, ossia il telescatto, che, come illustrato nel capitolo 3, consente di superare la gestione basata su logiche locali (ad esempio minima/massima tensione e frequenza) dell’attuale protezione di interfaccia del generatore. In tal modo i generatori connessi alla rete di distribuzione si disconnettono solo quando è presente un’anomalia su tale rete, mentre rimangono connessi per disturbi che si originano sulla rete di trasmissione. Sempre in riferimento alla risposta a contingenze, le nuove capacità di coordinamento delle protezioni, rese possibili dalla disponibilità di una rete di comunicazione, consentiranno di realizzare procedure di ricerca guasto molto evolute, automatizzate e veloci, che minimizzeranno i tempi di fuori servizio con marcati vantaggi sulla continuità della fornitura. Alla sicurezza della fornitura contribuiranno anche funzioni per l’alleggerimento di carico entro tempi definiti, intervenendo sui carichi distribuiti che hanno dato la loro disponibilità alla disconnessione. Fornitori dei servizi: operatori delle reti di distribuzione, aggregatori, venditori di energia. Principali beneficiari: produttori, utilizzatori, aggregatori, operatori delle reti di distribuzione, operatori delle reti di trasporto. 3.3.4 Nuovi criteri per la pianificazione degli investimenti Attraverso una miglior conoscenza della rete e del suo reale utilizzo, sarà possibile svilupparla in modo ottimizzato, tenendo conto delle esigenze degli utenti (carichi, generazione, sistemi di accumulo) che dovranno essere connessi. L’impiego di metodologie per un esercizio attivo della rete di distribuzione, che cioè consentono al gestore di rete di intervenire sui profili di immissione dei generatori connessi alla rete, permette un miglior sfruttamento della rete attuale e ne ritarda le esigenze di sviluppo in termini di nuove linee e/o nuovi trasformatori. Si potranno applicare strategie più sofisticate di manutenzione e di sostituzione dei componenti, grazie alla disponibilità di informazioni sul loro effettivo utilizzo. Fornitori dei servizi: operatori delle reti di distribuzione, fornitori dei servizi di misura. Principali beneficiari: utilizzatori, produttori, operatori del bilanciamento (inclusi i proprietari di sistemi di accumulo). 3.3.5 Migliorare le funzionalità del mercato e dei servizi ai clienti Un’informazione più ricca e tempestiva agli utenti dei propri consumi o immissioni in rete ne aumenterà la consapevolezza e quindi favorirà un impiego più efficiente dell’energia e un accesso più informato al mercato. I contatori elettronici di nuova generazione permetteranno l’adozione di tariffe multi orarie e/o di tariffe variabili dinamicamente in funzione dello stato del sistema (ad esempio tariffe di picco critico) che, L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. abbinate a programmi di controllo della domanda e di controllo diretto dei carichi, possono portare indubbi benefici ai clienti disposti a flessibilizzare la propria domanda. Una domanda flessibile determina anche la riduzione dei prezzi dell’energia nelle ore di punta. Infine ci sarà spazio per la nascita di nuovi soggetti di mercato (ad esempio aggregatori), che offriranno ai gestori di rete nuovi servizi (ad esempio interrompibilità diffusa, fornitura di potenza reattiva, profili di immissione/prelievo prevedibili, ecc.) ottenuti aggregando le disponibilità fornite da un grande numero di utenti, che da soli non potrebbero accedere al mercato. Fornitori dei servizi: venditori di energia, fornitori di applicazioni e servizi, fornitori di piattaforme per la borsa elettrica, operatori delle reti di distribuzione, fornitori dei servizi di misura. Principali beneficiari: utilizzatori, venditori di energia, fornitori di tecnologia per le SG (inclusi gli applicativi). 3.3.6 Coinvolgimento del consumatore I misuratori intelligenti saranno gestiti da remoto, effettuando registrazioni di immissioni e prelievi di potenza attiva con una adeguata granularità. I dati riguardanti prelievi, immissioni e segnali di prezzo saranno inviati tramite il sistema dei contatori intelligenti ai display domestici o ad altri dispositivi utili all’interazione con l’utente finale. Il coinvolgimento del consumatore finale è un elemento cardine nelle SG, sia per le potenzialità commerciali, sia per le necessità di modulazione ed elasticità che verranno richieste al consumatore finale. La sfida dei progetti di ricerca ad oggi attivi risiede nell’identificazione di modalità efficaci di informazione dei clienti finali e di interazione con essi, in grado di coinvolgerli fornendo servizi senza richiedere complesse o impegnative azioni da parte dei clienti finali stessi. A livello internazionale spesso si utilizza il termine “awarness”, per indicare la funzione di informazione del cliente circa il proprio comportamento energetico, ma anche la possibilità di regolazione offerta dal mercato (il prezzo dell’energia ed eventuali incentivi a spostare/modulare il proprio profilo di prelievo/immissione) includendo, infine, anche la valutazione degli strumenti e delle modalità secondo le quali tutte queste funzioni potrebbero svolgersi (a partire da display domestici, a servizi web, all’uso di SmartPhone, e così via). L’interfaccia fra il cliente finale e la rete elettrica dovrà essere mantenuta a livello di contatore dell’energia, gestita da remoto, con la possibilità di effettuare registrazioni di immissioni e prelievi di potenza attiva con una adeguata granularità. L’interazione del cliente finale potrà avvenire in modalità diversificate sia con il distributore (la società che gestisce la rete di distribuzione) che con il fornitore di energia (la società che svolge il servizio commerciale di vendita dell’energia). Fornitori dei servizi: venditori di energia, fornitori dei servizi di misura, operatori delle reti di distribuzione, ESCO. Principali beneficiari: utilizzatori, produttori. 3.4 Barriere all’implementazione delle Smart Grid Non esiste una singola modalità di implementazione delle SG appropriata per tutti i mercati e per tutti i sistemi elettrici. Ciascun mercato ha infatti le sue specificità politiche e le sue regole, che determinano i requisiti delle rispettive SG. Anche in riferimento all’aspetto tecnico, le reti di distribuzione hanno modalità di esercizio e livelli di automazione significativamente diversi da area ad area, oltre che nei diversi Paesi. Nonostante queste diversità la transizione verso le SG comporta sempre il superamento di barriere, di natura tecnologica e non, simili in tutto il mondo. Le barriere comuni che ogni Paese si trova ad affrontare nella transizione verso le SG sono state classificate e riassunte da un gruppo di lavoro in ambito Major Economic Forum [18] e riportate nella Figura 1.12. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. Figura 12 Barriere all’implementazione delle SG Barriere di mercato Le SG renderanno disponibili una quantità di nuovi servizi che creeranno valore per i diversi attori del sistema elettrico: i clienti finali, gli operatori delle reti di distribuzione, i “sistemi Paese” in senso lato. Le amministrazioni ritengono importante favorire le industrie che investono in tecnologie per le SG. Tra queste industre vi sono le utility elettriche, le società che sviluppano le reti di comunicazione, anche domestiche, i costruttori di microcogeneratori e di dispositivi tecnologici per gli usi finali dell’energia, di veicoli elettrici, di batterie, di sistemi di ricarica e delle infrastrutture di fatturazione per la mobilità elettrica. In questo contesto, politiche non chiare possono ostacolare le SG, accrescendo l’incertezza sullo scenario a tendere, sulle regole che verranno definite e sulle tecnologie sulle quali sarà utile investire. Per sua natura, infatti, i mercati allocano risorse dove più elevata è la crescita attesa, in altre parole sulle tecnologie che ne risulteranno determinate. Le autorità regolatorie nei mercati liberalizzati si dovranno quindi adoperare per favorire la concorrenza, lasciando al mercato libero il compito di decidere quali saranno le migliori soluzioni e tecnologie. La mancanza di chiarezza circa lo scenario a tendere (il mercato, i ruoli e le regole) potrebbe bloccare la transizione verso le SG, al contrario, una rapida transizione verso le SG è invece attesa una volta definita la nuova struttura di mercato e divenute disponibili le tecnologie necessarie. A questo punto gli investimenti potranno essere fatti direttamente dalle aziende, a patto che vi sia un ritorno economico in tempi certi. Tra le barriere di mercato vi è la “frammentazione” dei “business case” che si verifica in particolar modo nei mercati competitivi. Un mercato in cui gli operatori delle reti sono società diverse dalle società di produzione e fornitura, in cui vi sono svariate aziende in competizione in ogni anello della catena del valore, è un indicatore di un mercato frammentato. Al contrario, un mercato L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. concentrato, è un mercato che ha una o due aziende integrate verticalmente. Nei mercati centralizzati, lo sviluppo di una SG è una questione politica, in genere ha come driver la sicurezza della fornitura, la sensibilità verso l’ambiente, oppure le motivazioni legate alla ricerca e allo sviluppo tecnologico. Nei mercati competitivi, invece, è più importante il ritorno economico degli investimenti. I business case per le SG nei mercati competitivi sono complessi, le condizioni non solo variano da Paese a Paese, ma sono anche funzione delle tipologia di generazione; le caratteristiche della domanda rendendo inoltre difficile la stima dei costi. Tuttavia anche la stima dei benefici è complessa, essi dipendono infatti dalle capacità della rete nelle diverse aree. In genere è possibile identificare benefici diretti e indiretti, ma la quantificazione di alcuni di essi, come ad esempio la riduzione dell’inquinamento atmosferico e il miglioramento della sicurezza della fornitura, risulta di difficile attuazione. I modelli di business nei mercati frammentati prevedono degli investimenti per i soggetti che vi partecipano e una ricompensa a fronte dell’assunzione di rischi. L’assegnazione delle ricompense è guidata dalla misura in cui ciascun soggetto che partecipa alla SG ottiene benefici e gestisce al meglio i rischi che ne derivano. La numerosità dei soggetti coinvolti rende i business case particolarmente complessi. Ad esempio, un progetto di SG può portare valore aggiunto alle aziende di generazione di energia che possono sfruttare i servizi delle SG per l’installazione di nuovi e costosi generatori, ma le SG possono portare anche benefici per le reti, migliorandone l’efficienza operativa e riducendone le perdite, e benefici per la vendita al dettaglio con introduzione di offerte innovative, ad esempio, utili a modificare le curve di carico. Quindi nel caso dei mercati frammentati, a fronte di business case più complessi, l’investimento in SG favorirà un maggior numero di soggetti, mente in un mercato verticalmente integrato, a fronte di business case più semplici, porterà valore immediato alle sole società principali. In questo caso gli investimenti e il rischio saranno a carico dello stesso partner anziché essere ripartiti su diversi soggetti. Barriere pubbliche La percezione del pubblico, e in particolare una bassa consapevolezza e accettazione per le SG, può ostacolare l’attuazione delle politiche e la transizione verso tale paradigma. Questo è particolarmente vero nei mercati aperti che dipendono dalle scelte politiche. In queste condizioni, la pressione dell’opinione pubblica, contro una situazione percepita di svantaggio sociale, può forzare l’abbandono della politica favorevole alle SG. Nei Paesi Bassi, ad esempio, l’introduzione di contatori intelligenti è stata ostacolata da un piccolo gruppo particolarmente attivo, preoccupato per l’aumento di informazioni personali che i contatori elettronici possono potenzialmente rendere facilmente disponibili. Le SG richiedono anche la partecipazione del consumatore, al quale domandano anche cambiamenti nelle abitudini di consumo elettrico. Nonostante i consumatori diventino più sensibili ai cambiamenti climatici e all’efficienza energetica, la maggior parte di loro non è consapevole della necessità di far evolvere le reti elettriche come mezzo per ridurre le emissioni. L’integrazione delle risorse energetiche rinnovabili e del controllo della domanda, in molti casi, richiederà di potenziare e rendere più intelligente la rete esistente e costruire nuove infrastrutture. Il pubblico può non percepire la necessità di intervenire per contrastare i cambiamenti rispetto alla propria esperienza, in particolare se avviene un aumento delle bollette. Barriere tecnologiche Molte delle tecnologie necessarie per le SG sono oggi disponibili come elementi separati, sviluppati a diversi gradi di maturità. Gli sforzi in ricerca e sviluppo (R&D) sono indirizzati a migliorare le tecnologie necessarie per implementare le funzioni più avanzate, le comunicazioni, i sensori embedded, l’automazione e il controllo remoto. Ciascuna di queste tecnologie ha, però, esigenze differenti in termini di R&D; in alcuni casi occorre aumentare l’affidabilità, in altri occorre ridurre i costi, oppure renderne possibile l’implementazione su vasta scala, andando oltre la sperimentazioni su piccole test-facility e “reti pilota”. L’ideale sarebbe riuscire a sviluppare tutte le tecnologie necessarie per le SG, a un livello di maturità adeguato a poterle installarle in modo integrato su vasta scala, ovvero nelle SG reali. A tal fine potrebbe essere necessario aumentare gli investimenti di R&D sulle tecnologie meno mature, in particolare, sulla loro interoperabilità e integrabilità, utili ad assicurare un esercizio delle SG sicuro e affidabile. La mancanza di coordinamento degli investimenti in R&D, in particolare sull’integrazione delle diverse tecnologie nelle SG, è una barriera percepibile sia nella realizzazione di piccoli dimostratori che di reti L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. pilota. Per rispondere al meglio alle necessità delle SG, la R&D sulle tecnologie dovrebbe essere coordinata a livello globale, infatti, come per altro prevedibile, si osserva una tendenza degli istituti e delle società a sviluppare tecnologie già mature perché di proprio interesse, piuttosto che investire in quelle che necessiterebbero ancora di sforzi per essere portate ad un livello tale da essere impiegate nelle SG. Questa modalità di allocazione degli investimenti, caratteristica dei mercati competitivi, riduce gli investimenti nelle tecnologie che hanno un ritorno economico meno certo (quindi soggette a un’evoluzione più lenta rispetto alle altre), lasciando pertanto imparità di sviluppo nelle tecnologie necessarie per le SG. Diversi studi, che hanno considerato gli aspetti di sicurezza informatica nelle SG, hanno evidenziato la vulnerabilità della comunicazione, dell’automazione e degli accessi ai sistemi di controllo. Sono già stati registrati diversi casi di accesso indesiderato a infrastrutture critiche, come attacchi ai sistemi di gestione delle reti elettriche di trasmissione, distribuzione e agli impianti di generazione, così come avvenuto alle reti idriche, di trasporto e di trattamento di combustibili fossili (petrolio e gas), di sostanze chimiche, della carta e anche di impianti agricoli. Tra i danni provocati dalle intrusioni nelle infrastrutture informatiche si annoverano l’apertura e la chiusura di interruttori, che hanno causato l’interruzione di processi industriali o lo spegnimento di impianti. Pochi di questi incidenti sono stati resi pubblici ed anche le iniziative che mirano a creare banche dati per questi incidenti incontrano resistenze. Le minacce possono provenire da pirati informatici (hackers), dipendenti, subappaltatori, concorrenti, clienti, fornitori, governi stranieri, crimine organizzato e gruppi di estremisti. 3.5 Indicatori prestazionali per le Smart Grid (KPI) Gli “indicatori prestazionali” (Key Performance Indicators o KPI) sono utilizzati per monitorare l’andamento dei processi o il raggiungimento di obiettivi. Nel caso delle SG, i KPI possono essere utilizzati per valutare il processo di trasformazione delle reti attuali verso le SG, per esempio il livello di “intelligenza” raggiunto. In quest’ambito è tuttora in atto la ricerca degli indicatori prestazionali più adeguati. B. Dupont, L. Meeus, e R. Belmans, partendo da uno studio del dipartimento dell’energia degli Stati Uniti , hanno elaborato una loro proposta che prevede i sei KPI di seguito indicati ed esplicitati in Tabella 1.1: • • • • • • permettere una partecipazione informata da parte dei clienti; accogliere tutte le forme di generazione e di accumulo; vendere più energia; fornire una qualità della tensione adeguata alle esigenze del 21° secolo; sfruttare e operare gli asset in modo efficiente; garantire un’adeguata resilienza ai disturbi, agli attacchi e ai disastri naturali. Sebbene i KPI elencati evidenzino alcune sovrapposizioni, essi ben caratterizzano le peculiarità che contraddistinguono le SG. Per dare impulso alla transizione verso le SG i decision maker dovrebbero promuovere il progresso di tutti e sei i KPI. La mancata evoluzione di uno o più KPI, limiterebbe i vantaggi della transizione verso le SG e quindi anche il ritorno degli investimenti. È pertanto auspicabile un’evoluzione omogenea in tutte e sei le categorie. Raccogliere i dati e le informazioni relative ai sei KPI può comunque essere difficoltoso; la conoscenza preventiva dei parametri su cui verrà poi effettuata la valutazione del raggiungimento degli obiettivi esplicitati in Tabella 1.1 permette di preparare la raccolta delle informazioni, ma anche di guidare adeguatamente l’evoluzione verso le SG in modo omogeneo, massimizzando il ritorno economico. Per ulteriori informazioni si rimanda alla referenza [20]. 1 - Permettere una partecipazione informata da parte dei clienti Contatori avanzati 1A: Numero di contatori avanzati installati 1B: Percentuale della domanda totale servita con contatori avanzati Segnali di prezzo 2A: La frazione di clienti serviti con tariffe Real Time Pricing dinamici 2B: La frazione di carico servita con tariffe Real Time Pricing Elettrodomestici 3A: Volume totale annuo delle vendite al dettaglio per l'acquisto di intelligenti elettrodomestici intelligenti [ ] 3B: Capacità di consumi modulabile per ciascuna categoria di consumatori L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. dotata di elettrodomestici intelligenti [MW] 4A: Frazione di consumatori partecipanti al DSM [%] 4B: Percentuale di capacità di carico dei consumatori che partecipano al DSM [MW / MW] 4C: Potenziale di time shift (prima dello start-up e durante il funzionamento) [h] Prosumer 5A: Energia elettrica totale decentralizzata prodotta vs l’energia elettrica totale consumata [MWh/MWh] 5B: Domanda minima dalla rete (caso di autoproduzione massima) vs domanda massima dalla rete (caso di autoproduzione nulla) [MW/MW] 5C: Percentuale di tempo di produzione netta: tempo produttore diviso tempo consumatore [h / h] 2 - Accogliere tutte le forme di generazione e di accumulo GD e accumulo 6A: Quantità di produzione GD sul totale (MW / MW) 6B: Potenziale di accumulo elettrico di energia elettrica rispetto alla domanda giornaliera [MWhel / MWhel] 6C: Accumulo “indiretto” di energia elettrica attraverso l'utilizzo di pompe di calore: shift di tempo concesso (per il riscaldamento/raffreddamento) [h] Auto elettriche 7A: Numero complessivo di veicoli stradali leggeri e percentuale di veicoli elettrici 7B: Percentuale della capacità di carica dei veicoli che può essere controllata (vs la capacita di carica dei veicoli o la capacità totale della rete [MW/MW] 7C: Percentuale dell’energia di accumulo dei veicoli che può essere controllata (vs l’energia disponibile nei veicoli o il consumo di energia totale nella rete) [MWh/MWh] 7D: Numero dei punti di carica disponibili per caricare i veicoli Interconnessione GD 8A: Percentuale di gestori di rete con standard per l’interconnessione di GD 3 - Vendere più di energia Nuovi servizi 9A: Numero di clienti serviti dalle ESCO energetici 9B: Numero di servizi energetici offerti ai consumatori 9C: Numero di kWh che il consumatore risparmia rispetto a prima di accedere ai servizi energetici Flessibilità 10A: Il numero di clienti che offrono flessibilità agli aggregatori 10B: La flessibilità che gli aggregatori offrono agli altri operatori del mercato [MWh] 10C: Il tempo che gli aggregatori possono offrire una definita flessibilità [h] 10D: In che misura l’accumulo e la GD sono in grado di fornire servizi ancillari come percentuale del totale dei servizi ancillari offerti 10E: Percentuale dell’accumulo e della GD che può essere modificato rispetto al totale dell’accumulo e della GD [MW / MW] Scelta dei clienti 11A: Numero dei piani tariffari disponibili per i consumatori finali Meccanismi di 12A: La percentuale media degli investimenti nelle reti intelligenti che possono supporto essere recuperati attraverso tariffe o sussidi 12B: La percentuale degli investimenti nelle reti intelligenti coperti da finanziamenti esterni Livello di maturità 13A: La media ponderata del livello di maturità dell’interoperabilità realizzato dell’interoperabilità tra le parti interessate al sistema elettrico 4 - Fornire una qualità della tensione adeguata alle esigenze del 21° Secolo Qualità della 14A: Quantità di variazioni di tensione nella rete [RMS] fornitura 14B: Durata delle variazioni di tensione [h] 14C: La percentuale di reclami dei clienti relative a problemi di qualità dell'energia (escluse interruzioni) Qualità della 15A: Range di frequenze [Hz] contrattuali e range di tensioni [V] contrattuali Controllo della domanda (DSM) L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. fornitura richiesta Microgrids 16A: Il numero di microreti in esercizio 16B: La capacità delle microreti [MW] 16C: La capacità totale delle microreti vs l’intera capacita della rete [MW/MW] 5 - Ottimizzare le attività e operare in modo efficiente T&D Automazione 17A: Percentuale di sottostazioni con tecnologie di automazione Rating dinamico delle 18A: Numero di linee esercite con rating dinamico linee 18B: Percentuale di kilometri di circuiti di trasmissione esercite in rating dinamico delle linee [km] 18C: Media annua di espansione della capacità di trasmissione e trasferimento a per reso possibile dell'uso del rating dinamico (vs fissa) delle linee [MWkm] Capacity Factor 19A: Media annua e picco del fattore di capacità di generazione (%) 19B: Media annua e picco medio del fattore di capacità per un kilometro tipo di linea di trasmissione (%-km per km) 19C: Media annua e picco medio del fattore di capacità di un trasformatore di distribuzione (%) Efficienza 20A: Efficienza di impianti di generazione [energia output (MWh) / energia input (MWh)] 20B: Perdite di energia in trasmissione e distribuzione [MWh/year] 6 – Esercizio elastico ai disturbi, attacchi e eventi naturali Sensori avanzati 21A: Numero (o percentuale) di elementi della rete (sottostazioni, interruttori, ….) che possono essere monitorarti e controllati remotamente in tempo reale 21B: La percentuale di sottostazioni che possiedono tecnologie di misura avanzate 21C: Il numero di applicazioni supportate da queste diverse tecnologie di misura T&D Affidabilità 22A: Totale dei punti SCADA condivisi per sottostazione (rapporto) 22B: Frazione dei punti di misura della rete di trasmissione equipaggiati con sistemi per la misura de sincrofasori e condivisi (%) 22C: Performance (larghezza di banda, velocità di risposta, disponibilità, adattabilità, ...) dei canali di comunicazione Scambio di 23A: SAIDI rappresenta il numero medio di minuti che i clienti sono interrotti informazioni ogni anno [minuti] 23B: SAIFI rappresenta il numero totale di interruzioni per cliente [Interruzioni] 23C: CAIDI rappresenta la durata media di interruzione che un cliente sperimenta [minuti] 23D: MAIFI rappresenta il numero totale di interruzioni per cliente della durata inferiore a cinque minuti [Interruzioni] Standard nelle 24A: Conformità con le norme Europee delle telecomunicazioni e dei protocolli infrastrutture di internazionali. telecomunicazione Tabella 1.1 KPI per la valutazione dell’evoluzione verso le SG 1.4.6 Tecnologie abilitanti Le tecnologie rivestono un ruolo di primaria importanza per la realizzazione delle SG. La gestione e il controllo delle reti di trasmissione e distribuzione da parte dei TSO e dei DSO richiedono il monitoraggio continuo dei parametri fisici necessari a valutare l’invecchiamento dei componenti (probabilità di guasto). I sistemi di automazione si stanno estendendo, inglobando funzioni di protezione utili a salvaguardare gli asset, garantire la sicurezza agli operatori e agli utenti, anche in situazione di guasto. Per assicurare ciò, l’automazione delle reti di trasmissione e distribuzione si avvale di una grande varietà di tecnologie, SCADA10, WAMS11, sensori remoti, interruttori e controllori intelligenti, registratori digitali di L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. malfunzionamenti, protezioni intelligenti e una grande varietà di altre tecnologie. Se, da una parte, l’automazione della rete di trasmissione è operativa già da qualche decennio12, l’automazione della rete di distribuzione è solo agli inizi e deve fare fronte a una sfida diversa, appunto la penetrazione crescente della DG. La diversità riguarda principalmente il controllo e la protezione della rete. Nuovi sistemi di controllo e nuove protezioni sono state proposte per gestire le SG, tuttavia, la tecnologia non è ancora matura e, al momento, non esistono soluzioni adeguatamente provate. L’automazione della distribuzione sarà condotta principalmente a livello delle cabine primarie e secondarie. È probabile che in un futuro anche le tecnologie WAMS saranno gradualmente incorporate nel sistema di controllo delle SG. Ci si aspetta che in un futuro prossimo l’automazione potrà gestire la rete in modalità avanzata, anche permettendo la gestione delle isole intenzionali e delle reti di distribuzione in corrente continua. L’elettronica di potenza, gli interruttori e i regolatori a stato solido, diventeranno parte integrante dei sistemi di automazione e controllo rendendo possibili una rapida individuazione dei guasti e una successiva riconfigurazione veloce dei sistemi, per far fronte a guasti o transitori dovuti alla GD. Le comunicazioni e il trattamento dei dati sono vitali nelle SG, in quanto la mole di dati da trattare aumenterà enormemente rispetto ai sistemi tradizionali. Le tecnologie di comunicazione utilizzate saranno sia in cavo (fibre ottiche, onde convogliate sui cavi elettrici di potenza), che wireless (CDMA, GSM, GPRS, UMTS, WiMAX, ecc.). Anche i protocolli di comunicazione impiegati saranno i più diversi (WLAN, WiFi, ZigBee, ecc.). L’esercizio dei sistemi di potenza ha lo scopo di garantire una fornitura affidabile e sicura di energia elettrica, tenendo in considerazione anche i vincoli di mercato. I margini entro cui operare il sistema elettrico devono essere adeguati in funzione dei valori di tensione (in modulo e fase) e della stabilità della frequenza. L’esercizio del sistema si basa su sistemi di automazione e personale qualificato nei centri di controllo, ai quali è demandato il compito di controllare le condizioni di rete e prendere decisioni ben codificate come l’alimentazione di una rete, la programmazione della generazione, l’attivazione di particolari schemi di controllo di emergenza, per assicurare la qualità e la sicurezza della fornitura. Per esercire correttamente il sistema, saranno altresì necessari strumenti per valutare la sicurezza dinamica (simulatori) e il monitoraggio di WAMS, opportunamente basato su sistemi di sincronizzazione satellitari e su adeguati algoritmi, per permettere agli operatori di gestire il sistema quanto più vicino ai suoi limiti. Concludendo, le tecnologie risultano abilitanti per l’integrazione, l’efficienza, l’ottimizzazione, la regolazione e l’utilizzo delle risorse energetiche diffuse. Una SG necessita di software e strumenti di controllo, sensori e smart metering, tecnologie della comunicazione, intelligenza da fornire ai sistemi e ai componenti, in alcuni casi anche per il retrofitting di sistemi e componenti esistenti. Il trattamento dei dati e delle informazioni è di particolare criticità, soprattutto in regimi competitivi: gli strumenti per l’ottimizzazione, la modellistica e le analisi predittive richiedono dati, con potenziali ricadute in termini di tutela dalla privacy. È quindi necessario attuare buone pratiche di gestione dell’informazione e adottare adeguati livelli di protezione da attacchi informatici. Bibliografia [1] European SmartGrids Technology Platform: Vision and Strategy for Europe’s Electricity Networks of the Future – Published in 2006. [2] European SmartGrids Technology Platform: Strategic deployment document – final version – 20 April 2010. [3] European Regulators’ Group for Electricity and Gas: Position Paper on Smart Grids, an ERGEG public consultation paper – 10 December 2009. [4] Direttiva 2006/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 aprile 2006 concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici. [5] Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. [6] Direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale. [7] Comunicazione COM (2009) 111 definitivo – Comunicazione della Commissione al Parlamento Europeo, al Consiglio, al Comitato Economico e Sociale Europeo e al Comitato delle Regioni, Bruxelles, 12.3.2009, sull’uso delle tecnologie dell’informazione e della comunicazione per agevolare la transizione verso un’economia efficiente sotto il profilo energetico e a basse emissioni di carbonio. [8] European Commission DG – Enterprise and Industry, Standardisation mandate M/441 to CEN, CENELEC and ETSI in the field of measuring instruments for the development of an open architecture for utility meters involving communication protocols enablng interoperability. Disponibile su: http://www.openmeter.com/documents/m441en.pdf. [9] EU Commission Task Force for Smart Grids Expert Group 1: Functionalities of smart grids and smart meters. Final Deliverable. June 2010. [10] Delibera AEEG ARG/elt 39/10 “Procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/039-10arg.pdf [11] G. Mauri, “Auto elettrica e reti intelligenti”, L’energia elettrica, gennaio-febbraio 2010, p9-22. [12] De Nigris et al., “Plug-in electric vehicles and their impact on the electrical system: the Italian R&D experience” The 25th World Battery, Hybrid and Fuel Cell Electric Vehicle Symposium & Exhibition, Shenzhen, China, Nov. 5-9, 2010. [13] G. Mauri, D. Moneta, P. Gramatica, 2008, “Automation system to support smart energy behaviour of small customers”, SmartGrids for Distribution – CIRED, paper 0058; 23-24 June 2008. Frankfurt. [14] G. Mauri, R. Meda, D. Moneta, P. Gramatica, 2007, “Verification & Validation Environment for automation functions supporting Demand-side initiatives”, Proceedings 19th Int. Conference on Electricity Distribution - CIRED,# 530 21-24 May 2007, Wien. [15] National Energy Supergrid Workshop 2 Final Report, University of Illinois at Urbana- Champaign (UIUC), March 2005. [16] Direttiva 2009/714/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio relativa alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003. [17] EU Commission Task Force for Smart Grids. Expert Group 1: Functionalities of smart grids and smart meters. Final Deliverable for Steering Committee on 2010 June 22nd. [18] Major Economies Forum on Energy and Climate “Technology Action Plan SMART GRID”. December 2009, http://www.majoreconomiesforum.org/ [19] U.S. Department of Energy, “Smart Grid System Report”, 2009. Disponibile su: http://www.oe.energy.gov/DocumentsandMedia/SGSRMain_090707_lowres.pdf, http://www.oe.energy.gov/DocumentsandMedia/SGSR_Annex_A-B_090707_lowres.pdf. [20] B. Dupont, L. Meeus, e R. Belmans, “Measuring the “Smartness” of Electricity Grid”, Energy Market (EEM), 2010 7th International Conference on the European, 23-25 June 2010. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag. [21] Delibera AEEG ARG/elt 160/06 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita e di microgenerazione in Italia e analisi dei possibili effetti della generazione distribuita sul sistema elettrico nazionale”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/it/docs/06/160-06.htm. L'evoluzione delle reti di distribuzione verso le Smart Grid Giuseppe Mauri data - n. pag.
