Leggi il documento

Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Dalle rinnovabili ai veicoli elettrici
il futuro passa per le reti intelligenti
Realizzato in collaborazione con gli Esperti Soci
della Fondazione EnergyLab
a cura di Maurizio Delfanti e Andrea Silvestri
con una Premessa di Luca Lo Schiavo
Gieedizioni
© GieEdizioni, Roma 2011
© Fondazione EnergyLab, Milano 2011
Gestione del progetto
Silvio Bosetti
Editing
Alessandro Seregni
Segreteria di redazione
Donato Lombardi
Coordinamento editoriale
Mauro Bozzola e Alessia Guadalupi
Grafica copertina e interni
Alessandro Tonet
Stampa
Grafica Metelliana - Cava dei Tirreni (SA)
Fondazione EnergyLab
Piazza Trento, 13 – 20135 Milano
Tel. +39 02 7720.5265
Fax. +39 02 7720.5060
[email protected]
www.energylabfoundation.org
GieEdizioni è un marchio Gruppo Italia Energia
Via Piave, 7 – 00187 Roma
Tel. +39 06 4547.9150
Fax. +39 06 4547.9172
[email protected]
www.gruppoitaliaenergia.it
ISBN 978-88-97342-04-5
Nessuna parte di questo libro può essere riprodotta in qualsiasi forma e con qualsiasi mezzo elettronico,
meccanico o altro, senza l’autorizzazione scritta dei proprietari dei diritti e dell’editore.
Curatori
Maurizio Delfanti
Docente di Smart Grids and Regulation for Renewable Energy Sources
Dipartimento di Energia – Politecnico di Milano
Andrea Silvestri
Docente di Sistemi Elettrici per l’Energia
Dipartimento di Energia – Politecnico di Milano
Autori
Giuseppe Buglione
Assegnista
IEFE – Università Commerciale Luigi Bocconi
Massimo Bogarelli
Assegnista
Dipartimento di Elettronica e Informazione – Politecnico di Milano
Antonio Capone
Docente di Reti Wireless
Dipartimento di Elettronica e Informazione – Politecnico di Milano
Michele De Nigris
Dipartimento Sviluppo Sistema Elettrico
Ricerca Sistema Elettrico, RSE
Davide Falabretti
PhD student
Dipartimento di Energia – Politecnico di Milano
Massimo Gallanti
Direttore del Dipartimento Sviluppo Sistema Elettrico
Ricerca Sistema Elettrico, RSE
Luca Lo Schiavo
Direzione Generale
Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
Marco Merlo
Ricercatore
Dipartimento di Energia – Politecnico di Milano
Valeria Olivieri
PhD student
Dipartimento di Energia – Politecnico di Milano
Clara Poletti
Direttore IEFE
IEFE – Università Commerciale Luigi Bocconi
Mauro Pozzi
Assegnista
Dipartimento di Energia – Politecnico di Milano
Le competenze: gli Esperti Soci di EnergyLab
Università Commerciale Luigi Bocconi
Università Cattolica del Sacro Cuore
Politecnico di Milano
Università degli Studi di Milano-Bicocca
Università degli Studi di Milano
Ricerca Sistema Energetico, RSE
INDICE
PREMESSA di Luca Lo Schiavo
11
INTRODUZIONE di Maurizio Delfanti e Andrea Silvestri
17
CAPITOLO 1. Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
23
24
1.2.1 I driver politici delle Smart Grid
1.2.2. I fattori abilitanti delle Smart Grid
24
25
26
1.3.1 La rete odierna
1.3.2 La rete di distribuzione verso le Smart Grid
1.3.3 Il ruolo del cliente finale nelle Smart Grid
29
31
33
37
1.4.1 Reti di trasmissione
1.4.2 Coordinamento tra le reti di trasmissione e di distribuzione
1.4.3 Servizi e funzionalità delle reti intelligenti di distribuzione
1.4.3.1 Nuove esigenze di integrazione
1.4.3.2 Migliorare l’esercizio della rete
1.4.3.3 Sicurezza e qualità della fornitura
1.4.3.4 Nuovi criteri per la pianificazione degli investimenti
1.4.3.5 Migliorare le funzionalità del mercato e dei servizi ai clienti
1.4.3.6 Coinvolgimento del consumatore
1.4.4 Barriere all’implementazione delle Smart Grid
1.4.5 Indicatori prestazionali per le Smart Grid (KPI)
1.4.6 Tecnologie abilitanti
38
38
38
39
40
40
40
41
41
42
42
46
49
1.5.1 Generazione Diffusa: definizione
1.5.2 Generazione Diffusa: il panorama italiano
50
50
51
54
CAPITOLO 2. Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
57
58
60
2.2.1 Gli investimenti in reti di distribuzione intelligenti
2.2.2 La gestione delle reti intelligenti
61
66
69
2.3.1 Le ragioni per una gestione attiva della domanda
2.3.2 La diffusione dello smart metering e il ruolo del DSO
70
74
75
76
2.5.1 Regole tecniche e condizioni procedurali ed economiche di connessione
2.5.1.1 Testo integrato delle connessioni attive – TICA
2.5.1.2 Regole Tecniche di Connessione
76
78
80
7
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
2.5.2 Smart metering e prezzi differenziati
2.5.3 Veicoli elettrici
2.5.4 La Delibera 39/10: incentivi per le Smart Grid
80
81
81
85
CAPITOLO 3. La Generazione Diffusa come driver per le reti attive
(focus sul panorama italiano)
87
88
89
3.2.1
3.2.2
3.2.3
3.2.4
Costi
Costi
Costi
Costi
di incentivazione
per il mantenimento di una adeguata capacità di tipo programmabile
per l’incremento del margine di riserva rotante
per lo sbilanciamento
89
91
92
92
93
3.3.1 Reti di distribuzione MT
3.3.1.1 Variazioni rapide di tensione
3.3.1.2 Variazioni lente di tensione
3.3.1.3 Portate a regime e limiti di transito
3.3.1.4 Campione di reti impiegato
3.3.1.5 Analisi complessiva dei vincoli tecnici nodali
3.3.1.6 Incremento delle correnti di cortocircuito
3.3.1.7 Protezioni da cortocircuito e limiti associati
3.3.1.8 Inversione di flusso
3.3.1.9 Isola indesiderata
3.3.2 Analisi semplificata delle reti BT
3.3.2.1 Metodologia di calcolo: Hosting Capacity sulla rete BT
3.3.2.2 Campione ridotto di reti BT
3.3.2.3 Risultati su campione ridotto di reti BT
93
95
95
98
99
101
102
104
106
108
109
110
111
115
3.4.1 Protezioni di interfaccia
3.4.2 Studio su una rete tipo
3.4.3 Possibili evoluzioni del SPI (già previste sul sistema italiano)
117
118
120
121
123
CAPITOLO 4. Le reti di comunicazione per le Smart Grid
125
126
128
4.2.1 Architettura delle reti di comunicazione
4.2.2 Tecnologie di comunicazioni
4.2.2.1 Home Area Network (HAN)
4.2.2.2 Neighborhood Area Network (NAN)
4.2.2.3 Metropolitan Area Network (MAN)
4.2.2.4 Wide Area Network (WAN)
128
129
129
134
134
137
4.3.1 Requisiti prestazionali
4.3.2 Protocolli di controllo e gestione
137
138
139
142
4.4.1 Sviluppo dello smart metering
4.4.2 Comunicazione Wired
8
142
142
Indice
4.4.3 Comunicazione Wireless
4.4.4 Protocolli per la comunicazione
4.4.4.1 DLMS/COSEM
4.4.4.2 PRIME
4.4.4.3 G3-PLC
4.4.5 Smart metering in Italia
4.4.5.1 Meters and More
143
143
144
145
146
148
150
152
CAPITOLO 5. Realizzazioni in corso
155
156
157
5.2.1 Iniziative in America del Nord
5.2.2 Iniziative in America Latina
5.2.3 Iniziative in Oceania e in Asia
159
160
162
163
5.3.1 Progetti finanziati dalla Commissione Europea
5.3.2 Progetti finanziati a livello nazionale
5.3.3 Il panorama italiano
168
176
182
186
CAPITOLO 6. Un’esperienza dimostrativa in Lombardia:
il progetto Milano Wi-Power
189
190
192
6.2.1 Partner del progetto
6.2.2 Caratteristiche dei siti della sperimentazione
6.2.3 Cronistoria del progetto
194
196
197
199
201
6.4.1
6.4.2
6.4.3
6.4.4
DSL (Digital Subscriber Line)
PLC (Power Line Carrier)
Wi-Fi e WiMAX
Fibra ottica
201
201
201
202
202
6.5.1 Sviluppi proposti
6.5.2 Lo Standard IEC 61850 – Caratteristiche e implementazione
6.5.3 Segnali inviati
6.5.3.1 Intertrip
6.5.3.2 Messaggi ulteriori
6.5.3.3 Presenza rete
202
203
205
206
206
206
207
6.6.1 Esperienza di comunicazione tramite protocolli proprietari
6.6.1.1 Rete pubblica cablata
6.6.1.2 Wi-Fi e ulteriori test con rete cablata
6.6.2 Esperienza di comunicazione tramite protocollo IEC 61850
6.6.2.1 Sperimentazione tramite tecnologia WiMAX
207
207
208
209
210
9
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
211
6.7.1 Architettura generale del sistema
6.7.2 Il sistema di telecomunicazione
6.7.3 Funzioni implementate
6.7.3.1 Telescatto con logica Fail-Safe
6.7.3.2 Regolazione della tensione tramite la Generazione Diffusa
6.7.3.3 Limitazione/regolazione in emergenza della potenza attiva
6.7.3.4 Monitoraggio delle iniezioni da Generazione Diffusa nella prospettiva
di un dispacciamento locale e per fornire dati differenziati a TERNA
6.7.3.5 Gestione attiva del lato AT di Cabina Primaria
6.7.4 Benefici attesi sulla rete
211
214
215
215
216
216
216
217
217
218
ABBREVIAZIONI e SIGLE
10
219
Prem essa
Una “tempesta di innovazione”
per l’intero sistema elettrico
di Luca Lo Schiavo*
Gli obiettivi europei di aumento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di incremento dell’efficienza energetica e di riduzione delle emissioni di gas climalteranti – il cosiddetto
pacchetto “20-20-20 al 2020” – comportano, per essere effettivamente raggiunti, un cambiamento
molto significativo per le reti elettriche europee in generale e italiane in particolari, come questa
pubblicazione dimostra ampiamente.
E non basta: alle modifiche di network design and management necessarie per consentire uno sviluppo della Generazione Diffusa adeguato a raggiungere gli obiettivi della direttiva europea sul
cambiamento climatico, si sommano gli effetti degli obiettivi fissati dalla direttiva sul mercato interno dell’energia elettrica – facente parte del cosiddetto “terzo pacchetto energia” – che indica a
tutti i Paesi europei lo sviluppo smart metering come strada necessaria, una volta compiuta una
analisi costi/benefici, per allargare a tutti i clienti i benefici della liberalizzazione.
E non basta ancora: in prospettiva, stanno per arrivare nelle reti di distribuzione commerciale
delle principali marche automobilistiche i veicoli elettrici plug-in, che comporteranno nuovi carichi
per la rete, al momento piuttosto imprevedibili quanto al profilo di potenza assorbita, ma relativamente limitati circa il complessivo fabbisogno energetico, e comunque efficienti in termini di
energia primaria complessivamente utilizzata per la mobilità individuale rispetto ai tradizionali veicoli con motori endotermici.
Sviluppo della Generazione Diffusa e conseguente sua integrazione non solo nelle reti di distribuzione ma anche nel mercato dell’energia elettrica, a dispetto del marchio di fonti considerate tradizionalmente non programmabili, grazie allo sviluppo di tecnologie e modelli di previsione;
diffusione a livello europeo dello smart metering (un punto su cui l’Italia detiene un primato mondiale) e sue opportunità per i clienti finali e per nuovi soggetti di mercato come gli aggregatori della
domanda in grado di commercializzare servizi di demand response; in un futuro ormai prossimo,
veicoli elettrici guidati da “consumatori elettrici mobili”, dotati di libertà di scelta del proprio fornitore come i più tradizionali “consumatori elettrici fissi” ma portatori di un bisogno nuovo, l’accesso
a infrastrutture di ricarica non solo in luoghi privati come i garage presso le abitazioni delle famiglie e le sedi delle imprese ma anche in luoghi pubblici o quanto meno in luoghi aperti al pubblico:
le sfide per le reti elettriche del futuro sono davvero imponenti, tanto che un recente studio con-
* Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, Direzione Generale. Le opinioni contenute in questo contributo sono espresse a
titolo personale e non coinvolgono né impegnano in alcun modo l’istituzione di appartenenza.
11
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
dotto in Gran Bretagna per conto del regolatore OFGEM (progetto LENS – Long-term Electricity
Network Scenarios) qualifica come “senza precedenti” (unprecedented) il livello di innovazione
che i sistemi elettrici dovranno presto affrontare e in parte stanno già sperimentando.
In questa fase di potente e in parte imprevedibile innovazione, sarà essenziale il ruolo delle autorità di regolazione, non solo per fornire i corretti stimoli agli investimenti sulle Smart Grid, ma anche
– come viene correttamente suggerito nel capitolo di questo studio dedicato alla regolazione – per
aggiustare tutti quei gangli delle regolazione che hanno a che fare con questa vera e propria “tempesta di innovazione” da cui verrà presto attraversato l’intero sistema elettrico. Sotto questo profilo, si potrebbe persino sostenere che Smart Grid rischia di essere un brand fuorviante, giacché ciò
che serve non sono (solo) reti intelligenti, ma (anche e soprattutto) utenti della rete in grado di
sfruttare le opportunità dell’innovazione tecnologica, adeguando i propri impianti di produzione e
di consumo. Insomma, la “tempesta perfetta” di innovazione non si limita alle Smart Grid, ma punta
diritta al cuore del sistema elettrico, per cui sarebbe più corretto parlare di smart power system.
È certo che il ruolo di tecnologia abilitante per il nuovo smart power system sarà svolto dall’ICT e
che altrettanto importanti saranno gli sviluppi della normazione tecnica, non tanto e non solo nel
tradizionale settore dell’elettrotecnica curato a livello europeo dal Cenelec ma anche, e in misura
più determinante per il successo del cambiamento in corso, nelle applicazioni di comunicazione per
guidare la definizione di soluzioni tecnologiche di tipo aperto e non proprietario, basate su protocolli standard, in maniera tale da lasciare la massima libertà di azione al mercato, e anche da minimizzare i costi e le complessità tecnologiche cui l’utenza della rete intelligente deve fare fronte.
È opportuno a questo scopo chiarire che la transizione verso lo smart power system travalica ampiamente la fase di automazione delle reti, avviata nell’ultimo decennio in Italia dalle imprese di
distribuzione per effetto della spinta data dalla regolazione incentivante della qualità del servizio;
tale fase è giunta per alcuni aspetti a soluzioni molto avanzate, a partire dal telecontrollo secondario diffuso sulle reti di media tensione fino alla ricerca automatica e selezione del tronco interessato dal guasto. Se il problema fosse solo quello dell’automazione di rete, protocolli proprietari
di comunicazione (come quelli adottati sinora dalle maggiori imprese di distribuzioni) continuerebbero a essere accettabili, dal momento che tale applicazione non richiede alcuna interazione con
gli utenti della rete attivi e passivi.
Ma i reali benefici della sovrapposizione di uno strato ICT a un sistema elettrico si ottengono solo
se anche gli utenti, sia quelli che immettono potenza sia quelli che la prelevano, vengono interconnessi a questo strato ICT e sono in grado di modificare i propri comportamenti in relazione a
opportuni segnali, sia economici (legati al mercato) sia tecnici (legati al buon funzionamento della
rete di distribuzione e, più in ampio, a un migliore governo del complessivo sistema elettrico). Il
coinvolgimento degli utenti della rete per sfruttare al massimo le potenzialità derivanti dalla “smartizzazione” è, dunque, la ragione evidente per cui non è più possibile utilizzare protocolli proprietari, come nel caso dell’automazione di rete, ma è necessario utilizzare protocolli aperti che gli
utenti della rete siano in grado di adottare sui propri dispositivi di interfaccia verso il distributore
con il minimo costo.
È compito anche del regolatore energetico assicurare che, da una parte, non vi siano comportamenti o disposizioni dei gestori di rete che impongano complicazioni o costi non strettamente necessari agli utenti della rete e che, dall’altra, gli utenti della rete osservino le prescrizioni tecniche
necessarie per il corretto funzionamento della rete. Richiamo a questo proposito il lavoro che l’Au-
12
Premessa
torità per l’Energia Elettrica e il Gas ha fatto negli ultimi anni per eliminare la varietà di prescrizioni tecniche dei diversi distributori – erano note, in particolare, le norme della serie “DK” di Enel
distribuzione – e sostituirle con un’unica Regola tecnica di connessione, definita dall’organismo di
regolazione sulla base del lavoro tecnico compiuto dall’organismo nazionale di standardizzazione
(CEI – Comitato Elettrotecnico Italiano) in collaborazione con gli uffici del regolatore e con tecnici
indipendenti (Norma CEI 0-16). Questo disegno è stato completato per le reti di distribuzione di
Alta e Media Tensione, mentre è ancora in corso – ma dovrebbe essere completato a brevissimo,
di certo entro il 2011 – per le reti di Bassa Tensione, sulle quali è ormai al termine il lavoro condotto dal CEI su richiesta dell’Autorità (la nuova norma per la BT si dovrebbe chiamare CEI 0-21).
A proposito della necessità di apertura dei protocolli di comunicazione nelle Smart Grid, allo scopo
appunto di non generare costi evitabili per gli utenti della rete, è da sottolineare che, tra i requisiti considerati necessari per l’accesso alle incentivazione previste dalla delibera dell’Autorità
ARG/elt 39/10 per progetti sperimentali di Smart Grid, vi è proprio quello del ricorso a protocolli
di comunicazione di pubblico dominio. Anche se l’esperienza in corso in Italia di stimolo a progetti
dimostrativi di Smart Grid per effetto di questa delibera è ampiamente descritta in questo volume,
può essere opportuno richiamare alcuni motivi che hanno condotto l’Autorità ad avviare queste
sperimentazioni.
In primo luogo, è necessario richiamare il fatto che a partire dal 2004, cioè immediatamente dopo
il grave blackout che ha interessato il sistema elettrico italiano nel settembre 2003, l’Autorità ha
introdotto progressivamente una serie di incentivi allo sviluppo degli investimenti “strategici” (estesi
successivamente anche alle reti gas). Nel II periodo regolatorio delle reti elettriche (2004-2007)
tali incentivi – che prendono la forma di un aumento del tasso di remunerazione del capitale investito (WACC, Weighted average cost of capital) sono stati inizialmente limitati agli investimenti
previsti dal Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale (RTN), ma dal III periodo regolatorio (2008-2011) essi sono stati estesi anche ad alcuni investimenti particolari sulle reti di distribuzione, tra cui le sperimentazioni di “reti attive”. L’idea di fondo è che alcuni investimenti non
sono adeguatamente promossi dagli incentivi output-based relativi ai parametri di qualità del servizio (SAIDI e SAIFI+MAIFI), e tuttavia meritano attenzione in quanto il loro mancato sviluppo potrebbe ostacolare l’innovazione o danneggiare i consumatori.
In secondo luogo, è ormai un punto di vista consolidato che i sistemi elettrici debbano evolvere
nella direzione di una gestione di tipo attivo. Questa evoluzione è necessaria per una’ampia serie
di scopi, tra i quali, in ordine di urgenza:
• maggiori possibilità di connettere unità di Generazione Diffusa, garantendo un migliore contributo (oggi assente o negativo) delle predette unità di Generazione Diffusa alla sicurezza del
complessivo sistema elettrico;
• introduzione di modalità di controllo del carico da parte del sistema;
• introduzione di maggiori possibilità per i clienti finali (in prospettiva, anche mobili) di partecipare al mercato elettrico mediante opportuni segnali di prezzo.
Tutte queste finalità sono raggiungibili soltanto mediante la presenza di opportuni sistemi di comunicazione che completino le attuali reti elettriche. In maniera molto semplificativa, si può descrivere questa evoluzione dicendo che le reti di distribuzione devono assomigliare, in qualche
modo, alle reti di trasmissione. Queste ultime, in Italia ormai da molti anni, sono completamente
13
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
controllate e automatizzate, nonché dotate di sistemi di comunicazione in grado di scambiare opportuni segnali con gli utenti delle reti medesime.
La necessaria progressività di azione ha condotto a focalizzare (già dal 2007, con la delibera
348/07) l’attenzione sulle “reti attive di media tensione”: tale attenzione si è poi espressa nel vincolo, fissato dalla delibera dell’Autorità ARG/elt 39/10, di circoscrivere i progetti dimostrativi a reti
di distribuzione MT in cui si verifica per almeno l’1% del tempo annuo l’inversione di flusso di potenza, dalla Media all’Alta Tensione, per esubero della potenza immessa da Generazione Diffusa
rispetto al carico in quella frazione del tempo. La focalizzazione sui problemi derivanti dall’inversione di flusso con l’attuale sistema di protezioni trova le sue radici, a sua volta, negli studi commissionati dall’Autorità al Politecnico di Milano tra il 2006 e il 2008 e i cui risultati sono stati
pubblicati come allegato B alla delibera ARG/elt 25/09 (al Capitolo 3 del presente volume si fornisce una spiegazione dettagliata di questi risultati di ricerca, e della loro parziale estensione alla BT,
come illustrato anche nell’Allegato alla Delibera ARG/elt 223/10).
In sostanza, l’idea è stata quella di affrontare criticità già in parte manifeste selezionando progetti
dimostrativi di smartizzazione delle reti di distribuzione in Media Tensione là dove la penetrazione
della Generazione Diffusa ha già raggiunto livelli di criticità che richiedono nuove modalità e nuove
tecnologie per la gestione “attiva” della reti, e di fare questo con un adeguato coinvolgimento
degli utenti delle reti (e, come già detto, limitando per quanto possibile i costi di adeguamento degli
impianti degli utenti attivi e passivi grazie all’uso di protocolli standard e non proprietari di comunicazione). È importante sottolineare che questi progetti dimostrativi, pur essendo di dimensioni
limitate, si muovono nella stessa direzione perseguita dalla Commissione Europea con la recente
iniziativa industriale EEGI (European Electricity Grid Initiative) messa a punto dalla DG Ricerca
nell’ambito del SET-Plan (Strategic Energy Technology Plan): passare da una fase, ormai abbastanza consolidata, di progetti di ricerca sviluppati in laboratorio (a livello di impianti di test faci-
lity) a una fase nuova, certamente più critica, di sperimentazione in campo, con “clienti veri,
impianti veri, tensioni vere” come indicato anche dal Position Paper dell’associazione europea dei
regolatori (ERGEG, European Regulatory Group for Electricity and Gas) pubblicato a luglio 2010 e
spesso richiamato nel presente volume.
All’interno di questa pubblicazione si richiama anche il motivo che ha spinto l’Autorità a inserire il
riferimento alla Media Tensione (MT: 1-35 kV) come requisito essenziale dei progetti dimostrativi
di Smart Grid da selezionare per l’ammissione al regime di incentivazione specifica tramite un aumento del WACC del 2% per 12 anni. Sulle reti MT, infatti, vengono generati i ¾ dell’energia rinnovabile prodotta in Italia. Il problema dell’integrazione di quantità massicce di potenza di
generazione alimentata da fonti rinnovabili – e quindi soggetta a profili di immissione “intermittenti”, che possono indurre eccessive variazioni di tensione lungo le linee – si pone quindi prevalentemente sulle reti di Media Tensione. Viceversa, sulle reti di Alta Tensione (almeno a livello
nazionale) sono già disponibili tecnologie di controllo remoto degli impianti di produzione: i problemi presenti in alcune parti d’Italia sulle reti AT vanno ricondotti più che altro al dimensionamento della rete piuttosto che alla sua smartizzazione.
In una prospettiva di più lungo periodo, è necessario estendere l’azione alle reti BT, cui sono connessi utenti con numerosità di diversi ordini di grandezza superiore. Su queste reti, la questione
fondamentale in Italia è quella di valorizzare al meglio gli investimenti già realizzati per lo smart
14
Premessa
metering. A questo proposito l’Autorità ha introdotto l’obbligo di prezzi biorari dell’energia per
tutta l’utenza, inclusa l’utenza domestica dall’1 luglio 2010 e con una gradualità che si esaurirà alla
fine del 2011. Si tratta probabilmente del maggior esperimento di prezzi differenziati su base Time-
of-use a livello planetario, i cui effetti l’Autorità intende seguire con attenzione grazie anche al contributo della Ricerca di sistema. Lo scopo è quello di introdurre prezzi riflessivi dei costi
(cost-reflectivity) per l’utilizzo dell’energia elettrica, in modo da fornire ai clienti – e, indirettamente, ai costruttori di apparecchiature elettriche – i segnali economici del valore delle scelte di
consumo.
Il sistema italiano di smart metering costituisce l’unica applicazione su “scala 30 milioni” esistente
al mondo, ed è proprio la caratteristica di esperienza in campo su vasta scala che ci viene invidiata
all’estero. Grande interesse suscitano, ad esempio, le decisioni regolatorie di passaggio al regime
di prezzo biorario obbligatorio per i clienti del regime di universal supply (servizio di maggior tutela) o di utilizzo delle capabilities dei contatori elettronici per la somministrazione di un servizio
minimo vitale anche in presenza di sofferenze nei pagamenti da parte di consumatori domestici
di energia elettrica (gestione della morosità). L’Autorità ha intrapreso la strada di estrarre il maggior valore possibile dall’investimento nei contatori elettronici: tale investimento viene ripagato, da
una parte, con l’adeguamento della parte in conto capitale delle tariffe; ma ha già consentito, dall’altra, l’inasprimento del fattore di efficienza (X-factor) che guida la riduzione dei costi operativi
delle imprese di distribuzione secondo la logica del price-cap, introdotta in Italia dalla legge istitutiva dell’Autorità per l’energia (Legge n. 481/95).
Certo, chi disegnasse oggi un sistema di smart metering potrebbe adottare scelte diverse da quelle
che vennero prese più di 10 anni orsono in Italia. La configurazione del sistema di telegestione attualmente in campo non ammette un vero controllo real-time degli oggetti end-point, che del
resto non è nemmeno necessario per gli obiettivi che indirizzarono, potremmo dire “ormai sul finire del secolo scorso”, la decisione di sviluppare la telegestione dei contatori. Tali obiettivi erano
principalmente: la lettura a distanza dei consumi, sia in ciclo periodico che on demand per operazioni spot, come può essere lo switch tra un fornitore e l’altro; la gestione remota delle operazioni
di attivazione, disattivazione e variazione del set-point di massima potenza disponibile sul limitatore. In una visione prospettica, con un collegamento tra il contatore elettronico e internet, per
esempio, si potrebbero realizzare servizi quasi real-time che oggi non sono consentiti. È quindi corretto, da una parte, riconoscere la visione di futuro di chi ha scommesso sulla introduzione dei contatori telegestiti; e dall’altra, iniziare a lavorare per la seconda generazione di contatori (l’Autorità
ha fissato in 15 anni la vita utile tecnico-economica dei contatori elettronici, e siamo ormai oltre
la metà di questo periodo), individuando nuovi servizi di cui possano beneficiare gli utenti e derivando da questi le nuove caratteristiche tecniche necessarie (secondo un modello che richiama la
metodologia del Quality Function Deployment).
L’impulso che è stato dato dalla Commissione Europea alla diffusione dei sistemi di smart metering nei Paesi membri dell’Unione, sia con le norme contenute nel cosiddetto “III pacchetto energia” sia con l’emissione del Mandato M/441 agli organismi europei di standardizzazione
(CEN/CENELEC/ETSI), ha provocato recentemente un importante cambiamento nel senso dell’apertura dei protocolli di comunicazione: la costituzione del consorzio Meters and More, che ha
permesso la disclosure del protocollo di comunicazione utilizzato nelle principali esperienze euro-
15
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
pee di telegestione dei contatori di Bassa Tensione (Italia, con Enel distribuzione, e Spagna con
Endesa). La disponibilità di questo protocollo in forma pubblica costituirà un importante passaggio verso le possibilità di home and building automation che sono alla base anche del risparmio
energetico negli usi residenziali dell’energia elettrica (come dimostrano anche le migliori esperienze in particolare degli Stati Uniti).
Generazione Diffusa e smart metering sono due aspetti essenziali dell’evoluzione delle reti elettriche verso le Smart Grid: ma questa evoluzione avrà intersezioni anche con altre tematiche, che il
presente volume tratta solo parzialmente, essendo oggetto di altre iniziative parallele e già in
corso della Fondazione EnergyLab, come l’efficienza energetica negli usi finali, e in particolare
l’elettrificazione del trasporto individuale.
Il futuro che ci aspetta è un futuro con più elettricità e meno energia primaria. Soprattutto l’elettrificazione dei trasporti individuali (su gomma, quindi) comporterà, nei prossimi decenni, un mutamento delle logiche di consumo dell’energia che assumerà probabilmente contorni da mutamento
di paradigma. Gli studi sulle nanotecnologie potrebbero portare a risultati industriali sui sistemi di
accumulo dell’energia tali da far mutare completamente, nell’arco di alcuni decenni, la composizione del parco di autoveicoli. L’aumento, da una parte, della capacità delle batterie a bordo dei
veicoli, mantenendo elevate prestazioni e ridotte dimensioni, e la riduzione, dall’altra, dei tempi
di ricarica a tempi compatibili con una breve attesa a una “stazione di rifornimento elettrico” (senza
quindi la necessità di coniugare la ricarica con la “sosta” del veicolo, ma solo con una “fermata”),
saranno i due fattori su cui si misurerà la velocità della rivoluzione della mobilità elettrica.
La prospettiva entro cui inquadrare correttamente la “tempesta di innovazione” che sta per arrivare sul settore elettrico è, dunque, più generale: non riguarda solo le reti elettriche in senso
stretto, ma investe l’intero sistema, comprendendo gli usi finali dell’energia, inclusi quelli oggi non
praticati se non in modo assolutamente trascurabile, come la mobilità elettrica (individuale e commerciale).
È auspicabile (ed è compito del regolatore) che il traguardo finale di un simile processo, che si articolerà su un orizzonte temporale molto esteso, veda sempre al centro l’utente finale del sistema.
La necessità di un approccio centrato sull’utente (user-centric) è stato del resto il principale messaggio metodologico del documento di consultazione dell’associazione europea dei regolatori dell’energia ERGEG sul tema delle Smart Grid pubblicato alla fine del 2009. Tale approccio deve
rimanere un caposaldo non solo dell’azione delle autorità indipendenti di regolazione dell’energia
dei diversi Stati membri dell’Unione Europea, ma anche degli operatori di rete che pianificano gli
investimenti e dei diversi attori di mercato che – grazie a una rete più aperta, più efficace nel fornire servizi, più dotata di tecnologia “intelligente” – possono ottenere benefici economici e ambientali superiori ai costi, senza dubbio notevoli, che sono necessari per affrontare la “tempesta di
innovazione” con il giusto mix di visione del futuro e di responsabilità per il servizio attuale.
16
Introduzione
di Maurizio Delfanti e Andrea Silvestri
Dopo la rivoluzione che ha portato dalle utility verticalmente integrate alla gestione secondo modelli di mercato, i sistemi elettrici della maggior parte dei Paesi, europei e non solo, stanno ora attraversando una nuova fase di transizione: si assiste a un ripensamento delle modalità di gestione
delle reti, soprattutto di distribuzione, che devono passare da “passive” ad “attive”. Questa direzione di evoluzione (con risvolti più tecnici della precedente) è identificata, a livello internazionale, con il termine Smart Grid, sottintendendo strutture e modalità operative fortemente
innovative che, oltre a mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema,
siano anche in grado di far fronte ai numerosi problemi legati alla gestione della Generazione Diffusa, alle possibilità di controllo del carico, alla promozione della efficienza energetica e a un maggiore coinvolgimento degli utenti finali attivi e passivi, anche con riferimento al mercato elettrico.
Questa trasformazione, che coinvolge l’intero sistema elettrico, non sembra avere una forma definita né un confine preciso: adesso non basta più solo soddisfare la crescente domanda di energia elettrica (che da sempre è stato il principale, se non l’unico, obiettivo delle reti elettriche):
bisogna rispondere a nuove esigenze non racchiuse, e soprattutto non risolvibili, all’interno del solo
“mondo elettrico”, che dovrà quindi incrociarsi con altre realtà come, prima fra tutte, il “mondo
dell’ICT” (Information and Communication Technology).
La sfida, quindi, è imponente ed è ormai già iniziata; ma le idee sono ancora un po’ confuse, e
non solo in relazione agli aspetti più tecnici o di dettaglio. Infatti, sebbene le Smart Grid siano da
qualche anno al centro del dibattito sui sistemi elettrici, è difficile ad oggi individuare anche soltanto una definizione univoca e codificata, mentre sembra più facile porre di volta in volta l’accento
su di un punto specifico, a seconda del contesto, con il rischio, appunto, di ingenerare confusione.
Il risultato è un diffuso approccio fideistico: tramite le Smart Grid, buone per ogni contesto nazionale (dai più avanzati, come in alcuni Paesi d’Europa, a quelli in via di sviluppo), e da applicare indistintamente (dalle reti di trasmissione alle reti di bassa tensione), sarà possibile risolvere ogni
problema del settore elettrico, dalla poca efficienza dei mercati al miglioramento della qualità del
servizio per l’utenza finale, dando ovviamente il giusto ruolo alla ricerca.
Il presente volume di EnergyLab nasce con l’intento di fornire una visione più concreta e più tecnica dell’evoluzione in corso e delle reali cause sottese, con l’ovvio rischio (che corriamo deliberatamente) di una visione parziale del problema. Per farlo è necessario stringere l’attenzione dal
contesto internazionale a quello europeo, fino al caso italiano e regionale; ma serve anche inquadrare le diverse problematiche coinvolte in successivi orizzonti temporali, evitando di gettare lo
sguardo troppo in là (è davvero urgente, per chi si occupa oggi di sistemi elettrici, immaginare con
tanta passione quello che accadrà nel 2050?).
Inizialmente lo studio concentra quindi l’attenzione sul panorama europeo: in quest’ambito è indubbio che le cause prime alla base della rivoluzione in corso sono da rinvenire nello sviluppo
della Generazione Diffusa: serve subito connettere le unità GD, garantendo un reale apporto (oggi
di fatto nullo o negativo) alla sicurezza del complessivo sistema elettrico e alla gestione e al con-
17
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
trollo delle reti di distribuzione. La Generazione Diffusa è infatti l’unica via possibile per centrare i
traguardi di aumento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, e di riduzione delle
emissioni di gas climalteranti, parte del cosiddetto pacchetto “20-20-20 al 2020”. Questa lettura
è suffragata anche da un’importante iniziativa promossa dalla Commissione Europea, il Bando
NER300, che definisce (inter alia) i criteri e le misure per il finanziamento di tre progetti dimostrativi per la gestione delle energie rinnovabili decentralizzate (Smart Grid). Secondo tale bando, l’aumento e lo sviluppo delle fonti rinnovabili connesse alla rete rappresentano il principale beneficio
atteso dalle Smart Grid. In altre parole, le Smart Grid sono indispensabili per abilitare l’immissione
– o meglio, la reale integrazione – di Fonti Energetiche Rinnovabili (FER) nella filiera elettrica.
Anche a livello nazionale, recenti provvedimenti regolatori (sia dell’Autorità che dei Ministeri competenti) hanno confermato questo legame: le Smart Grid in Italia si svilupperanno in stretto rapporto con la Generazione Diffusa.
Ma i traguardi europei al 2020 impongono anche un coinvolgimento attivo degli utenti finali delle
reti energetiche: più in prospettiva, serve quindi anche introdurre maggiori possibilità per i clienti
finali (domani magari anche “mobili”, in quanto possessori di veicoli elettrici) di aderire a segnali
di prezzo/mercato (demand response), ad esempio attraverso l’implementazione di contatori intelligenti (smart meter, cui pure è dedicato ampio spazio in questa pubblicazione).
La trattazione si stringe poi al contesto nazionale; ma non è certo una scelta riduttiva, in quanto il
nostro Paese si trova in una posizione di assoluta avanguardia. Questo accade grazie agli investimenti
fatti a suo tempo dalle utility – si pensi al progetto Telegestore, unica applicazione al mondo su così
vasta scala, pionieristicamente concepito da Enel; ma anche al complessivo sviluppo e concezione
della rete di trasmissione, oggi unificata nella proprietà di Terna; ma anche (e, in prospettiva, soprattutto) grazie alle coraggiose politiche di regolazione messe in campo dai policy maker. Smart metering diffuso su scala reale e rete di trasmissione moderna (che si potrebbe definire già smart)
sono, secondo chi scrive, le principali divaricazioni del caso italiano dal contesto europeo: basandosi
su tali premesse, è possibile affermare che in Italia il principale driver nella direzione delle reti attive
è costituito, oggi, dall’apporto massiccio di Generazione Diffusa sulle reti di distribuzione.
Ma quali sono i nodi critici per il nostro Paese, e con quali priorità e orizzonti temporali si è scelto,
finora, di affrontarli? Ancora sulla base delle specificità citate prima, il volume ha tratto dal percorso tracciato dall’Autorità di regolazione più di qualche indicazione utile. Come la Premessa di
Luca Lo Schiavo ha ben spiegato, l’attenzione è stata dapprima focalizzata sui problemi derivanti
dalla massiccia presenza di Generazione Diffusa sulle reti di distribuzione, soprattutto in Media
Tensione (MT). La Generazione Diffusa sulle reti di media (e bassa) tensione comporta notevoli
criticità, principalmente legate all’inversione di flusso e alle performance degli attuali sistemi di protezione che equipaggiano le utenze attive. La successiva Delibera ARG/elt 39/10 ha tracciato una
possibile evoluzione delle reti di distribuzione, in particolare di quelle che presentano una notevole
quantità di Generazione Diffusa (inversione di flusso nell’1% delle ore di funzionamento annue),
verso una modalità attiva.
Proseguendo questo percorso logico, una volta limitata l’attenzione al nostro Paese (esempio non
banale rispetto a qualsiasi altro contesto) e stretto l’orizzonte temporale a pochi anni, è stato possibile delineare nel presente studio (frutto della collaborazione di esperti del settore) una qualche
traiettoria di evoluzione per le Smart Grid.
18
Introduzione
Ed ecco dichiarato, quindi, l’obiettivo principale di questo volume: indagare e tratteggiare, in modo
concreto e definito, la prospettiva di evoluzione tutta italiana delle Smart Grid: a livello di ricerca,
individuando i problemi e le possibili soluzioni di natura tecnica e regolatoria; ma anche a livello
più operativo, descrivendo i progetti pilota in corso e i relativi benefici attesi.
In linea con quanto appena detto, la successione dei sei capitoli di cui il libro si compone (e la struttura con cui sono trattati) può essere vista secondo una duplice lettura:
•
in relazione al contesto geografico (da internazionale/europeo a nazionale, fino al dettaglio di
un esperimento in corso in Regione Lombardia, a Milano);
•
in relazione alle prospettive temporali (dalle evoluzioni di lungo periodo alla traiettoria nazionale dei prossimi anni, fino ai dispiegamenti in campo appena partiti).
In questa chiave di lettura il Capitolo 1, introduttivo all’intero studio, illustra gli aspetti fondamentali delle Smart Grid; dopo aver elencato i motivi che ne incoraggiano l’implementazione nei sistemi
elettrici dei diversi Paesi, europei e non solo, è fornita una definizione capace di descriverne efficacemente peculiarità e obiettivi, anche su orizzonti temporali molto lunghi. Questi obiettivi sono
poi tradotti nelle funzioni abilitate dalle Smart Grid: sono descritti i servizi, le soluzioni e le infrastrutture di supporto, ma anche i principali attori della rivoluzione in corso, dai fornitori dei servizi
ai soggetti che, sperabilmente, ne sono beneficiari. Affinché le nuove tecnologie implementate (in
particolare nel campo dell’ICT) permettano di superare le attuali limitazioni e rendano possibile un
reale e significativo sviluppo delle Smart Grid, mantenendo alto il livello di sicurezza e affidabilità
dell’intero sistema, è necessaria una parallela evoluzione del quadro regolatorio (con ricadute essenzialmente nazionali) e del quadro normativo (di natura tecnica, con ricadute sia nazionali sia
internazionali).
In relazione alla modifica del quadro regolatorio, il Capitolo 2 indaga il panorama nazionale e internazionale, per individuare le aree non coperte da alcuna disposizione/regolamentazione e quelle
coperte da regole, norme e disposizioni che potrebbero risultare non più valide in un contesto di
rete di distribuzione (specialmente MT) che evolve verso una Smart Grid. È necessario analizzare,
infatti, tutte quelle condizioni di sistema che si devono realizzare affinché l’investimento in tecnologie smart possa effettivamente dispiegare tutte le proprie potenzialità, valutando le condizioni
per una “gestione smart” in primo luogo dell’offerta e successivamente della domanda di energia
elettrica a livello di mercato, di compravendita dell’energia e di gestione del servizio di dispacciamento, con particolare riferimento al ruolo che le imprese di distribuzione dovranno assumere nel
futuro, e con attenzione al contesto nazionale, fornendo una specifica trattazione del quadro regolatorio italiano relativo alla Generazione Diffusa e agli incentivi previsti a sostegno di progetti
pilota sulle reti attive.
Sempre in relazione al contesto nazionale, ma con riferimento alla modifica del quadro tecniconormativo, il Capitolo 3 descrive in modo approfondito l’impatto della Generazione Diffusa sul
complessivo sistema elettrico, e in particolare sulle reti di distribuzione italiane. Infatti, sebbene
gli incentivi e le politiche di sostegno alle FER permetteranno, forse in modo non del tutto virtuoso,
di raggiungere con alcuni anni di anticipo gli obiettivi “20-20-20”, c’è bisogno che le reti siano in
grado di accogliere questa crescente quantità di energia. Attraverso analisi di hosting capacity, effettuate su un campione di reti MT molto esteso, è stato possibile determinare che i vincoli più
stringenti alla potenza installabile dipendono da fenomeni (regolazione di tensione, problemi le-
19
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
gati alle protezioni di interfaccia, limiti termici sulle linee) tutti connessi all’inversione del flusso di
potenza, che rappresenta il primo indicatore di “attività” delle reti, per cui si rende necessario lo
sviluppo, in tempi brevi, di tecnologie e soluzioni che permettano di implementare prototipi di
Smart Grid basati sull’uso di tecnologie di comunicazione.
Tali tecnologie, spesso citate sotto l’acronimo di ICT e ampiamente discusse nel Capitolo 4, ad oggi
rappresentano l’unico approccio in grado di risolvere i nuovi problemi delle reti di energia: solo un
uso intelligente dei sistemi di comunicazione permette infatti di superare le attuali limitazioni e
rende possibile un reale e significativo aumento del contributo di Generazione Diffusa mantenendo
alto il livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema, nonché di qualità del servizio reso all’utenza. Nel corso di questo capitolo sono quindi descritte tutte le tecnologie di comunicazione subito applicabili al fine di monitorare, controllare e coordinare le reti elettriche; sono inoltre illustrati
alcuni scenari di interazione tra i due sistemi, con particolare attenzione allo smart metering, elemento chiave, su orizzonti temporali più lunghi, della nuova architettura in grado di coinvolgere
attivamente l’utente finale nella gestione delle Smart Grid.
Per un reale progresso nella direzione delle reti del futuro tutte le soluzioni devono poi essere
sperimentate su reti reali, con clienti finali e utenti attivi (carichi e generatori). Ad oggi si assiste
a un crescente numero di progetti dedicati alle Smart Grid che trattano in maniera diversificata e
capillare diverse problematiche. Si spazia da attività che promuovono, a tutti i livelli, lo sviluppo
della rete verso standard più evoluti, attraverso la cooperazione e la condivisione delle risorse di
ricerca, a progetti sperimentali di implementazione e integrazione nel sistema elettrico di particolari tipologie di impianti da FER, a programmi per la diffusione dello smart metering e l’efficienza
energetica. Le iniziative hanno estensioni tra loro molto differenti: alcune coinvolgono soggetti
dell’industria, operatori e istituti di ricerca a livello globale e nazionale (ampiamente trattate nel
Capitolo 5); altre sono invece più circoscritte nella loro estensione ma numerose, anche se ci si riferisce al solo contesto nazionale. Per questo motivo si è scelto di dar conto di una specifica iniziativa, in corso nell’ambito della Regione Lombardia, a Milano (Capitolo 6).
In particolare, nel corso del Capitolo 5 verranno illustrate alcune delle principali iniziative riguardanti le Smart Grid, seguendo un ordine logico che va via via a focalizzarsi sul nostro contesto nazionale. Si partirà dalle iniziative a più ampio respiro internazionale, analizzando i principali progetti
attivi al di fuori dell’Europa, e successivamente, stringendo l’attenzione verso il panorama continentale, si passeranno in rassegna le iniziative promosse o finanziate dalla Commissione Europea,
quelle nel campo degli istituti di ricerca, o che vedono il diretto coinvolgimento dei DSO (Distribu-
tion System Operator) e dei TSO (Transmission System Operator) europei. Infine, si arriverà a descrivere il panorama italiano che è di sicuro ai vertici di questa rivoluzione.
Seguendo questa direzione giungiamo all’ultimo capitolo, che, attraverso una descrizione dettagliata di un progetto specifico, prova a declinare le idee e i principi in azioni e soluzioni reali e concrete. Focalizzando quindi l’attenzione su un contesto geografico specifico – l’Italia, e in particolare
la regione Lombardia – e su un orizzonte temporale immediato – gli anni da qui al 2015 – il progetto Milano Wi-Power, sviluppato in collaborazione con A2A, implementa direttamente sul campo
le soluzioni alle problematiche più urgenti introdotte dalla penetrazione della Generazione Diffusa
nelle reti di distribuzione italiane. L’evoluzione proposta consiste in un nuovo sistema di automazione di rete munito di un idoneo canale di comunicazione tra le protezioni di Cabina Primaria del
20
Introduzione
DSO e le unità Generazione Diffusa che ad essa afferiscono, al fine di risolvere le problematiche
legate all’inversione di flusso, e in particolare agli attuali Sistemi di Protezione di Interfaccia delle
utenze attive, e permettere un immediato aumento della Generazione Diffusa nell’ottica delle
Smart Grid. Ma anche qui, speriamo di aver colto alcuni particolari senza perdere di generalità: infatti, le soluzioni di principio mostrate con riferimento a un caso specifico (il progetto incentrato
su Milano, appunto) sono in corso di traslazione in molte delle iniziative di Smart Grid che l’Autorità ha recentissimamente (febbraio 2011) ammesso al trattamento incentivante della già citata
Delibera 39/10.
Chiudiamo questa introduzione alla lettura del volume con un caveat. Si è cercato di fornire, in
modo semplice e diretto, qualche strumento utile per comprendere questa nuova frontiera: una
frontiera oltre la quale, però, si possono già intravvedere infinite opportunità tutte ancora da esplorare. Di più: alla data di stampa del volume alcune importanti iniziative sono in corso, specie sul
fronte regolatorio. Sono alle viste provvedimenti legislativi in grado di influenzare in maniera decisiva lo sviluppo delle reti attive in Italia: questi sviluppi recentissimi, ma anche altri (magari tecnologici) comunque in progress, suggeriscono di considerare il presente volume come uno “stato
dell’arte” su una materia che (fortunatamente) sta evolvendo con molta rapidità e fermento.
Da ultimo, ma non meno importante, un ringraziamento per gli autori dei singoli capitoli del volume, che hanno saputo declinare le proprie conoscenze di esperti del settore in un modo efficace
per gli scopi specifici di questo nostro studio; in particolare, si ringraziano gli ing. Davide Falabretti
e Valeria Oliveri per l’impegno costantemente profuso durante tutte le fasi della lavorazione, sia
per la scrittura dei capitoli di rispettiva pertinenza, sia per la preziosa opera di armonizzazione del
complessivo lavoro.
21
C a p i to l o 1
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
d i Massimo Gallanti e Giuseppe Mauri
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
1.1 Generalità
La protezione dell’ambiente, la necessità di mitigare i cambiamenti climatici riducendo le emissioni
di gas climalteranti e la diminuzione delle riserve di combustibile fossile stanno portando a un crescente sfruttamento delle risorse energetiche rinnovabili, principalmente quelle di tipo eolico e solare. Queste forme di energia sono spesso di tipo intermittente, dipendendo dalle condizioni
meteorologiche, dai cicli giorno/notte e delle stagioni, e richiedono perciò di essere opportunamente 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 sulla disponibilità di reti e infrastrutture elettriche controllate in modo intelligente, in grado di gestire in maniera innovativa i flussi di potenza e di fornire ai clienti finali adeguati segnali di prezzo, che li
stimolino a un impiego efficiente dell’energia. In questo quadro si inserisce anche la diffusione della
mobilità elettrica su strada (auto elettrica) che, accanto alla riduzione locale degli inquinanti (specialmente nelle grandi città) renderà fruibili, in prospettiva, 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 esso 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 obiettivo primario supportare la strategia per un sistema elettrico affidabile,
sostenibile e competitivo [1], in un contesto energetico in forte evoluzione.
Nel seguito si affronteranno gli aspetti fondamentali delle SG, iniziando con l’individuare una definizione adatta a descriverne efficacemente peculiarità e obiettivi, passando successivamente ad
affrontare i motivi che ne incoraggiano l’implementazione nei sistemi elettrici dei diversi Paesi e
valutando i principali interventi necessari alla loro introduzione. Verranno poi presentati le funzioni
e i servizi di maggior interesse abilitati dalle SG, nonché le barriere da superare per permetterne
l’attuazione. Sarà infine introdotto il concetto di Generazione Diffusa (GD) – ossia generazione di
piccola taglia installata sulle reti di distribuzione in modo non prevedibile e non preordinato)1, trattata più approfonditamente nel Capitolo 5, con particolare riferimento alle implicazioni che essa
comporta nell’evoluzione dei sistemi elettrici verso le SG.
1.2 Motivazioni alla base delle Smart Grid
Esistono molte definizioni di SG, ciascuna delle quali evidenzia particolari aspetti (ad esempio 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 [2], al fine di
enfatizzare il fatto che l’investimento nelle SG debba essere finalizzato a:
1
Per una definizione più dettagliata di Generazione Diffusa (GD) si rimanda al paragrafo 1.5.
24
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
• rispondere alle necessità del sistema elettro-energetico esistenti nel medio e lungo termine;
• portare valore all’utilizzatore finale;
• portare benefici diretti a tutti gli utenti delle reti.
Definizione [3]: 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 integra e gestisce in modo efficiente il comportamento
e le azioni di tutti gli utenti connessi alla rete (generatori, punti di prelievo, e punti con presenza di generazione e prelievo), con l’obiettivo di garantire un funzionamento economicamente efficiente del sistema elettrico, con basse perdite, con un elevato livello di sicurezza, continuità e qualità della fornitura.
❑ 1.2.1 I driver politici delle Smart Grid
Le SG 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, cioè rispettoso dell’ambiente, durevole nel tempo (sicurezza degli approvvigionamenti) e capace di ridurre i costi per
l’utente (regime di mercato competitivo).
In questo quadro si collocano gli obiettivi del “pacchetto clima-energia” (noto altresì come “pacchetto 20-20-20”) [4], con il quale i Paesi UE si sono impegnati, per il 2020, a ridurre del 20%
le emissioni di gas a effetto serra rispetto al 1990, a garantire che il 20% del consumo finale lordo
di energia sia soddisfatto da fonti rinnovabili e a ridurre il consumo di energia del 20% rispetto
alla previsione dello scenario tendenziale. Il terzo pacchetto energia promulgato nell’estate 2009
[5] [6] ha ribadito che nel sistema elettro-energetico europeo dovrà avere grande spazio la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (tanto da grandi impianti lontani dai centri di produzione, come gli impianti eolici nel Mare del Nord, quanto dalla GD sul territorio, quale la
produzione da impianti fotovoltaici), ma anche la possibilità di orientare le abitudini di consumo
degli utilizzatori finali, per cogliere al meglio le opportunità offerte dalle diverse forme di generazione rinnovabile. Per conseguire tali obiettivi è necessario un potenziamento della rete elettrica e una gestione ottimizzata dei flussi di energia, grazie all’apporto di nuove tecnologie, tra
le quali l’ICT, l’elettronica di potenza e i sistemi di accumulo [7].
A livello globale le SG sono considerate un aspetto imprescindibile dell’evoluzione del sistema
elettrico, essenziale per far fronte alle mutate esigenze energetiche. La piattaforma tecnologica
europea sulle SG (SmartGrids Technology Platform) [1] ha identificato le necessità a cui dovranno far fronte le reti del futuro, le tecnologie e gli interventi di policy necessari per realizzare
le SG. 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 clienti connessi e di adattarsi alle diverse situazioni, anche in caso
di guasto. Nel concetto di SG, la rete elettrica esistente e le tecnologie di comunicazione si integrano in un’unica infrastruttura in modo da formare un nuovo sistema intelligente. In esso i produttori, i consumatori e i sistemi di accumulo interagiscono in un mercato libero, favorendo
l’entrata sul mercato di nuovi attori anche di piccola dimensione. I driver che conducono verso
le SG sono riassunti in Figura 1.
25
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Figura 1.1 Driver verso le Smart Grid
Le spinte verso l’efficienza energetica di carattere globale (non solo elettrico) favoriranno un aumento della domanda di elettricità (ad esempio incremento della mobilità elettrica e conversione
dei sistemi di climatizzazione verso le pompe di calore). La domanda elettrica stessa, anche in
virtù di questi nuovi utilizzi dell’energia, potrà e dovrà giocare un ruolo più partecipe, “attivo”.
❑ 1.2.2 I fattori abilitanti delle Smart Grid
I fattori abilitanti delle SG sono sia le tecnologie, in particolare l’ICT, che permetteranno l’integrazione
delle risorse energetiche diffuse e rinnovabili e la partecipazione attiva della domanda, sia i nuovi modelli di business, che prevedono 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 saranno resi disponibili nuovi servizi, di cui si dovrà valutare l’impatto sociale anche attraverso i progetti dimostrativi in campo, che coinvolgeranno clienti reali. Solo a valle di azioni di
questo tipo si potranno finalizzare i modelli di business per rendere tali servizi disponibili. Le seguenti
Figure schematizzano come le SG siano strumentali al conseguimento degli obiettivi politici (Figura
1.2) e come esse si avvalgano a loro volta di tecnologie e modelli di business dedicati (Figura 1.3).
26
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
Figura 1.2 Tecnologie e modelli di business strumentali alle Smart Grid
Figura 1.3 Driver e fattori abilitanti delle Smart Grid
27
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
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 già con 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 [8]. Come previsto nel Terzo pacchetto energia [5], i misuratori
intelligenti sono lo strumento per trasmettere agli utenti finali prezzi dell’energia che rispecchino
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 l’interazione della rete con un gran numero di
utenti/utilizzatori [7].
Le SG non si limiteranno però alla diffusione dei contatori elettronici. Per fornire un servizio orientato al cliente, garantire il mantenimento o il miglioramento del livello di qualità della fornitura, richiederanno funzionalità nuove a tutti gli attori delle reti. Gli adeguamenti richiesti al sistema
elettrico saranno necessariamente di ampio spettro, avranno conseguenze sulla progettazione,
pianificazione e operazione, e interesseranno in misura diversa tutti i portatori di interesse del sistema elettrico [9].
Portatori di interesse nelle Smart Grid
1.
Produttori (centralizzati, decentralizzati e prosumers)
2.
Utilizzatori (finali puri)
3.
Operatori delle reti di trasmissione (TSO)
4.
Operatori delle reti di distribuzione (DSO)
5.
Venditori di energia (elettricità, gas, acqua e calore)
6.
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. Regolatori
La transizione del sistema di trasmissione verso le reti “intelligenti” richiede solo pochi adattamenti (le reti di trasmissione europee hanno già un elevato livello di intelligenza), mentre per il
sistema di distribuzione è invece necessaria l’attuazione di interventi pervasivi, al fine di compiere
il suddetto passaggio. Esso richiede in particolare la verifica delle tecnologie e dei modelli di business tramite adeguate sperimentazioni, da svolgersi su dimostratori significativi di problemi reali.
Diverse iniziative sono state avviate, con il supporto finanziario della Commissione Europea nell’ambito del 7° Programma Quadro per la Ricerca, per promuovere lo sviluppo di progetti pilota di
SG in vari Paesi europei. Anche a livello italiano sono state attivate analoghe iniziative. Ad esem-
28
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
pio la recente Delibera ARG/elt 39/10 [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 e protezione delle reti elettriche in media tensione
(cfr. paragrafo 3.3.3).
In Figura 1.4 sono evidenziati i principali elementi che caratterizzano una SG e il sottoinsieme di
quest’ultima che fa capo ai sistemi di misura elettronici.
Figura 1.4 Ambito di una Smart Grid e dello smart metering (Fonte ERGEG [3])
1.3 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 e i relativi processi, ecc.) dipendono dalla continuità e dalla qualità della fornitura di energia elettrica.
Anche se è possibile mitigare gli effetti più dannosi 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.
29
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
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.
30
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
Figura 1.5 Fenomeni e scale temporali nel sistema elettrico
❑ 1.3.1 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 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
2
Reti di trasmissione in alta tensione, esercite da un operatore nazionale, normalmente definito TSO (Transmission System
Operator), Terna S.p.A. nel contesto Italiano.
3
Reti di distribuzione in media e bassa tensione, esercite, sotto concessione zonale, da una società di distribuzione,
normalmente definita DSO (Distribution System Operator); in Italia ENEL Distribuzione risulta il principale distributore,
con oltre 30 milioni di clienti BT; si registrano inoltre alcune (meno di una decina) società di medie dimensioni (superiori
ai 100.000 clienti) e molte (oltre un centinaio) di piccole dimensioni.
31
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
(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 medio-lungo 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 paneuropea 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 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)
4
La contro-alimentazione permette di alimentare i tratti di linea non interessati da guasti o manutenzione attraverso un
percorso alternativo a quello usuale. Per attuare questa azione è necessario aprire alcuni interruttori, per isolare il tratto
interessato (dal guasto o dalla manutenzione), e chiuderne altri, che permettono di ripristinare il flusso di energia verso i tratti
altrimenti isolati. Per rendere possibile la contro-alimentazione è necessario che la rete sia stata progettata per essere gestita
in modo “magliato” anche nel caso in cui l’esercizio avvenga in modalità radiale (usuale in Italia per le linee MT e BT).
32
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
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 connessione. Il gestore di rete,
non potendo gestire in esercizio il generatore, è come se si dimenticasse della sua esistenza (for-
get), considerandolo un carico di segno negativo (che cioè immette anziché prelevare), in quanto
anche i carichi non sono gestiti in esercizio dal distributore.
❑ 1.3.2 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 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 stesso 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
5
In ottemperanza alla norma per le connessioni attive e passive alla rete MT e BT (Norma CEI 0-16 e CEI 0-21).
33
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
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 e regolazione, nonché dell’automazione di rete6. 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 rete7.
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.
Figura 1.7 Provvedimenti da adottare in funzione della frazione di ore annue in cui si verifica l’inversione del flusso
6
In Italia, i requisiti di Power Quality imposti dal Regolatore ai DSO (stringenti rispetto a quelli mediamente applicati a livello
internazionale) hanno indotto l’implementazione, all’interno delle reti di distribuzione attuali, di sistemi di automazione evoluti.
7
Gli effetti della GD sulle perdite in rete, così come ulteriori aspetti di approfondimento sulla GD, sono trattati più in ampio
nel Capitolo 3.
34
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
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, favorirà 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 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, 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 1.8 Profilo di carico per la rete urbana per i quattro scenari di penetrazione di auto elettriche
35
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
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.
Figura 1.9 Frazione di generazione e carico controllata (giallo) e non controllata (grigio)
Sempre al fine di facilitare la modulabilità del sistema elettrico del futuro, la GD dovrà essere incentivata a dichiarare in anticipo e mantenere, oppure a modulare, il proprio profilo d’immissione8.
8
Tale funzione, che a una prima lettura potrebbe sembrare molto prospettica, è in realtà già abbozzata nel contesto na-
zionale. Nel dettaglio, nel “Terzo 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 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.
36
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
❑ 1.3.3 Il ruolo del cliente finale nelle Smart Grid
Caratteristica essenziale delle SG 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 propri 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 e offerta), rendendola 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 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 i
“segnali di sistema” (set-point per i generatori) provenienti dai vari stakeholders delle SG (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
[13] [14]. La Figura 1.10 sintetizza l’interazione delle rete elettrica con i cliente finali, attraverso
l’invio di segnali di prezzo dell’energia e di sistema.
Figura 1.10 Interazione di un cliente con una Smart Grid
37
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
1.4 Servizi e funzioni delle Smart Grid
Per facilitare l’implementazione delle SG a livello di 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 altresì stati costituiti gruppi di esperti con diverse finalità, tra cui l’identificazione dei servizi e delle funzionalità
delle SG. L’interesse di questi gruppi di lavoro ha riguardato le reti elettriche sia di distribuzione
che di trasmissione; infatti, la diffusione della generazione sulle reti di distribuzione inevitabilmente impatterà anche su quelle di trasmissione, che dovranno compensare eventuali squilibri
possibili sulle reti a tensioni minori, a fronte di un’elevata penetrazione di GD. Il presente paragrafo riassume i contenuti del documento finale [17] prodotto dal Expert Group 1 (EG1) Functio-
nalities of smart grids and smart meters Group della Task Force for Smart Grids voluta dalla
Commissione Europea per individuare le azioni necessarie alla realizzazione delle SG, secondo
quanto previsto dal Terzo Pacchetto Energia.
❑ 1.4.1 Reti di trasmissione
Le reti di trasmissione possiedono già oggi molte tra le caratteristiche proprie delle SG. Tuttavia anch’esse richiedono alcuni adeguamenti per offrire tutta la flessibilità necessaria a integrare non solo
la GD connessa alle reti elettriche di distribuzione (oggetto principale di questo volume), ma anche
la grande produzione da energia rinnovabile non programmabile (ad esempio eolico onshore e off-
shore) localizzata in aree distanti dai siti di consumo, attraverso nuove interconnessioni, corridoi di
energia,capacità di controllare flussi di potenza e sistemi di accumulo (concetto di Supergrid [15]).
La politica energetica europea [5] ha delineato un percorso verso le reti di trasmissione più intelligenti,
che prevede precise responsabilità per gli operatori del 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) [16] richiede a tutti i TSO europei di collaborare attraverso l’ENTSO-E9 per armonizzare i propri codici di rete, integrare il mercato di bilanciamento transfrontaliero, armonizzare e standardizzare i dati da scambiare, con l’obiettivo ultimo di giungere ad
un mercato europeo dell’energia. Per incrementare la capacità di trasmissione, le reti intelligenti di trasmissione dovranno appoggiarsi a database aggiornati in tempo quasi reale, migliorare il monitoraggio e il controllo in tempo reale dello stato operativo del sistema e dei flussi di potenza.
❑ 1.4.2 Coordinamento tra le reti di trasmissione e di distribuzione
Per garantire l’integrazione della GD nel rispetto della sicurezza globale del sistema, è necessario coordinare l’esercizio tra la rete di trasmissione e le reti di distribuzione. Più in dettaglio, occorre assicurare:
• un miglior coordinamento per la gestione delle situazioni di emergenza sulla base di procedure comuni; piani di difesa in grado di governare il contributo della GD e della domanda attiva, anche durante situazioni di emergenza a livello europeo; nuovi attori (ad esempio aggregatori di domanda)
potranno essere chiamati a condividere con i gestori di rete la responsabilità di tal fine, anche responsabilizzandosi nei confronti degli operatori di sistema e del sistema elettrico in generale;
9
European Network of Transmission System Operators for Electricity (https://www.entsoe.eu/).
38
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
• il controllo della domanda operato a livello di gestore della rete di trasmissione può costituire un’importante risorsa per il sistema elettrico, a patto che il gestore possa contare su 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 e aggregatori di utenza) avranno
il compito della realizzazione pratica delle azioni di controllo della domanda sulle proprie reti;
• l’aggregazione dell’offerta di energia proveniente da una numerosità di impianti di GD, operata
attraverso la definizione di “Virtual Power Plants” (VPP) – esercizio in modo coordinato di impianti di GD anche molto distanti tra loro –, potrebbe essere una risorsa per le operazioni di sistema, garantendo il rispetto di un profilo aggregato di produzione, e fornendo servizi distribuiti
di bilanciamento alla rete.
Le SG aumenteranno la flessibilità della rete introducendo una maggiore intelligenza, integrata all’interno delle stesse apparecchiature costituenti la rete e in grado di assicurare una migliore capacità di comunicazione tra i diversi soggetti del panorama elettrico.
❑ 1.4.3 Servizi e funzionalità delle reti intelligenti di 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.
Figura 1.11 Perimetro di una Smart Grid: servizi e funzionalità di alto livello, tecnologie e sistemi di supporto
(Fonte: Commissione Europea, Task Force sulle Smart Grid, EG1 [17])
39
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
I principali servizi che dovranno essere assicurati dalle SG sono riportati nel seguito, indicando
anche il fornitore e il principale beneficiario del servizio.
1.4.3.1 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).
1.4.3.2 Migliorare l’esercizio della rete
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.
1.4.3.3 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 illu-
40
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
strato 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 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.
1.4.3.4 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 consentono al gestore di rete di intervenire sui profili di immissione dei generatori connessi, 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).
1.4.3.5 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, 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, 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).
41
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
1.4.3.6 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 “awareness”, 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.
❑ 1.4.4 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.
42
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
•
Politica & Regolamentazione
•
Barriere di
Mercato
Finanziamento
•
•
Barriere
Pubbliche
Incertezze di mercato e politiche
non chiare sulle strutture di mercato
e sulle regole
Incertezza delle entrate dovute alle
regole
Difficoltà nella definizione delle priorità degli investimenti tecnologici
Frammentazione dei casi di business
Coinvolgimento Consumatori
•
Bassa consapevolezza e coinvolgimento del pubblico
Tecnologie
•
•
Mancanza di coordinamento R & D
Mancanza di sviluppo di progetti su
larga scala
•
Garanzie di interoperabilità e scalabilità
Frammentazione e lungo processo
nelle standardizzazioni tecnologiche
Tutela delle proprietà intellettuali
Standard
•
•
Barriere
Tecnologiche
Competenze e Conoscenze
Sicurezza Informatica &
Privacy dei Dati
•
•
Insufficienza di risorse qualificate
Comprensione limitata delle SG nella
pianificazione pubblica
•
Minacce alla sicurezza informatica
delle reti e dell'informazione dei consumatori
Preoccupazioni per uso improprio
dei dati privati
•
Figura 1.12 Barriere all’implementazione delle Smart Grid
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 loro 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 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
43
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
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 mercato frammentato. Al contrario, un mercato 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 rendono 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, utili ad esempio 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, preoccu-
44
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
pato per l’aumento di informazioni personali che i contatori elettronici potrebbero 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 sperimentazione 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 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 disparità 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.
45
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
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.
❑ 1.4.5 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 dinamici
2A: Frazione di clienti serviti con tariffe Real Time Pricing
2B: Frazione di carico servita con tariffe Real Time Pricing
Elettrodomestici intelligenti
3A: Volume totale annuo delle vendite al dettaglio per l’acquisto di elettrodomestici intelligenti [€]
3B: Capacità di consumo modulabile per ciascuna categoria di consumatori dotata di elettrodomestici intelligenti [MW]
46
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
Controllo della domanda
(DSM)
4A:
4B:
4C:
Frazione di consumatori partecipanti al DSM [%]
Percentuale del carico dei consumatori che partecipa al DSM [MW/MW]
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]
Domanda minima dalla rete (caso di autoproduzione massima) vs domanda massima dalla rete (caso di autoproduzione nulla) [MW/MW]
Percentuale di tempo di produzione netta: tempo produttore diviso
tempo consumatore [h / h]
5B:
5C:
2 – Accogliere tutte le forme di generazione e di accumulo
GD e accumulo
6A:
6B:
6C:
Quantità di produzione GD sul totale (MW/MW)
Potenziale di accumulo elettrico di energia elettrica rispetto alla domanda giornaliera [MWh/MWh]
Accumulo “indiretto” di energia elettrica attraverso l’utilizzo di
pompe di calore: shift di tempo concesso (per il riscaldamento/raffreddamento) [h]
Auto elettriche
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 capacità 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 ricarica disponibili
Interconnessione GD
8A:
Percentuale di gestori di rete con standard per l’interconnessione di GD
Nuovi servizi energetici
9A:
9B:
9C:
Numero di clienti serviti dalle ESCO
Numero di servizi energetici offerti ai consumatori
Numero di kWh che il consumatore risparmia rispetto a prima di accedere ai servizi energetici
Flessibilità
10A: Numero di clienti che offrono flessibilità agli aggregatori
10B: Flessibilità che gli aggregatori offrono agli altri operatori del mercato
[MWh]
10C: Tempo durante il quale 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 supporto
12A: Percentuale media degli investimenti nelle reti intelligenti che possono essere recuperati attraverso tariffe o sussidi
12B: Percentuale degli investimenti nelle reti intelligenti coperti da finanziamenti esterni
Livello di maturità
dell’interoperabilità
13A: Media ponderata del livello di maturità dell’interoperabilità realizzato tra le parti interessate al sistema elettrico
7A:
3 – Vendere più energia
47
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
4 – Fornire una qualità della tensione adeguata alle esigenze del 21° secolo
Qualità della fornitura
14A: Quantità di variazioni di tensione nella rete [RMS]
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 fornitura
richiesta
15A: Range di frequenze [Hz] contrattuali e range di tensioni [V]
contrattuali
Microgrids
16A: Numero di microreti in esercizio
16B: Capacità delle microreti [MW]
16C: Capacità totale delle microreti vs l’intera capacità 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 linee
18A: Numero di linee esercite con rating dinamico
18B: Percentuale di chilometri di circuiti di trasmissione esercite in rating
dinamico delle linee [km]
18C: Media annua di espansione della capacità di trasmissione e trasferimento resa possibile dell’uso del rating dinamico (vs fissa) delle
linee [MW-km]
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 chilometro 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 – Tolleranza ai disturbi, attacchi ed eventi naturali
Sensori avanzati
21A: Numero (o percentuale) di elementi della rete (sottostazioni, interruttori, ecc.) che possono essere monitorarti e controllati da remoto
in tempo reale
21B: Percentuale di sottostazioni che possiedono tecnologie di misura
avanzate
21C: 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 dei sincrofasori e condivisi [%]
22C: Performance (larghezza di banda, velocità di risposta, disponibilità,
adattabilità, ecc.) dei canali di comunicazione
Scambio di informazioni
23A: SAIDI, ossia il tempo di interruzione medio annuo di ogni cliente
[minuti]
23B: SAIFI, ossia il numero totale delle interruzioni per cliente [Interruzioni]
23C: CAIDI, ossia la durata media di ciascuna interruzione per cliente
[minuti]
23D: MAIFI, ossia il numero totale di interruzioni per cliente della durata
inferiore a cinque minuti [Interruzioni]
Standard nelle infrastrutture
di telecomunicazione
24A: Conformità con le norme Europee delle telecomunicazioni e dei protocolli internazionali.
Tabella 1.1 KPI per la valutazione dell’evoluzione verso le Smart Grid
48
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
❑ 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 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 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 possibile 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
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 sincroniz-
10
SCADA (Supervision Control And Data Acquisition).
11
WAMS (Wide Area Monitoring Systems).
12
L’automazione della rete di trasporto italiana, mediante l’introduzione di funzioni intelligenti, può essere fatta risalire agli
anni Ottanta.
49
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
zazione 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 della privacy. È quindi necessario attuare buone pratiche di gestione dell’informazione e raggiungere adeguati livelli di protezione da attacchi informatici.
1.5 La Generazione Diffusa in Italia
Dopo aver descritto l’evoluzione dei sistemi elettrici verso le SG a livello europeo, il capitolo si
chiude sul contesto nazionale. In modo simmetrico rispetto a quanto fatto nel primo paragrafo, si
delineano i fattori abilitanti delle SG concentrando l’attenzione sulla Generazione Diffusa, che in
Italia rappresenta di certo la più importante tra le nuove esigenze delle reti attive. Nel seguito, oltre
a fornire una definizione di GD, saranno illustrate le modalità con cui la GD si sta sviluppando sul
sistema italiano: queste informazioni rappresentano la base necessaria per i prossimi capitoli.
Per Generazione Diffusa (GD) si intende la natura non prevedibile e non preordinata della dislocazione spaziale e temporale delle immissioni di potenza sulle reti elettriche di distribuzione. La GD presenta notevoli vantaggi in termini ambientali e di riduzione della dipendenza dai combustibili
tradizionali, permettendo di sfruttare fonti energetiche rinnovabili (FER) altrimenti non utilizzabili (si
pensi al mini-idroelettrico e al mini/micro-cogenerativo). A livello qualitativo, è immediato notare
che i vantaggi di tipo energetico/ambientale non sarebbero in grado, di per sé, di condurre a una
massiccia installazione di sistemi di generazione di piccola taglia: infatti la produzione diffusa avviene
con costi di generazione (segnatamente, con costi di installazione) assai maggiori rispetto a quelli
delle grandi centrali elettriche; tali costi non riflettono i potenziali benefici, a livello di sistema nazionale, sopra delineati. Ne è risultata, in generale, la necessità di una struttura di incentivi, indispensabili per garantire una redditività economica alla GD: nel nostro Paese, tale struttura si è estrinsecata
nel mercato dei Certificati Verdi (tutte le FER), piuttosto che nell’istituzione di forme specifiche di incentivo destinate a favorire determinate tipologie di generazione (cfr il Conto Energia per il fotovoltaico). Dato quindi per consolidato il sistema di incentivi (ai produttori da FER), che agisce nella
direzione di favorire investimenti in capacità di GD, la crescente presenza di GD ha alcune conseguenze sul complessivo sistema elettrico, e in particolare sulle reti elettriche di distribuzione: un’evoluzione del parco di generazione verso la GD ha, come già affermato, l’ovvia implicazione della
gestione attiva delle reti di distribuzione.
❑ 1.5.1 Generazione Diffusa: definizione
Prima di procedere con la descrizione dell’impatto della GD è necessario, al fine di inserire opportunamente il presente documento nel contesto nazionale, fornire una definizione di GD, riferendosi, in
particolare, a quelle date nella Delibera AEEG ARG/elt 160/06 [21] (e la successiva 328/07 [24]) e delineare un quadro preciso, dal punto di vista energetico, sull’attuale situazione della GD in Italia.
50
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
Dall’analisi delle diverse definizioni in ambito internazionale, nonché dallo studio del quadro normativo nazionale, è possibile dedurre che la cosiddetta GD consista nel sistema di produzione
dell’energia elettrica composto da unità di produzione di taglia medio-piccola (da qualche
decina/centinaio di chilowatt a qualche megawatt), connessa, di norma, ai sistemi di distribuzione
dell’energia elettrica (anche in via indiretta), in quanto installata al fine di:
• alimentare carichi elettrici per lo più in prossimità del sito di produzione dell’energia elettrica
(è noto che la quasi totalità delle unità di consumo risultano connesse alle reti di distribuzione
dell’energia elettrica), molto frequentemente in assetto cogenerativo per lo sfruttamento di
calore utile;
• sfruttare fonti energetiche primarie (in genere di tipo rinnovabile), diffuse sul territorio e non
altrimenti sfruttabili mediante i tradizionali sistemi di produzione di grande taglia.
Pertanto è adottata la seguente definizione di GD (compatibile con la definizione della direttiva
2003/54/CE e con la caratterizzazione della GD emersa dalle analisi effettuate):
Generazione Distribuita (GD): l’insieme degli impianti di generazione con potenza nominale inferiore a 10 MW e connessi, di norma, alla rete di distribuzione.
Nel seguito ci si riferirà quindi in termini generici alla GD, identificando un limite unitario di potenza
installabile pari a 10 MW. Tale limite è congruente con quanto contenuto nell’ambito della normativa
tecnica vigente: infatti, la recente norma CEI 0-16 (ed. II, allegato A della Delibera ARG/elt 119/08)
[22] riporta un limite indicativo, per la connessione in BT degli utenti attivi, pari a 100 kW, nonché
pari a 10 MW per gli utenti attivi MT. Nella stessa norma CEI è riportata un’ulteriore soglia indicativa
di 3 MW oltre la quale gli utenti attivi sono indirizzati alla connessione diretta con la sbarra MT del trasformatore di Cabina Primaria. Più recentemente, a completare il quadro regolatorio, la Delibera
ARG/elt 99/08 (e s.m.i.), recante il Testo Integrato delle Condizioni tecniche ed economiche per la con-
nessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (il cosiddetto TICA),
esplicita che il servizio di connessione alle reti di distribuzione deve essere erogato:
• al livello BT nel caso di richieste di connessione per potenze in immissione fino a 100 kW;
• al livello MT nel caso di richieste di connessione per potenze in immissione fra 100 kW e
6 MW.
❑ 1.5.2 Generazione Diffusa: il panorama italiano
Dopo aver fornito la definizione di GD, risulta opportuno indagare con maggiore dettaglio quali siano
le modalità specifiche con cui la GD si sta affacciando sul sistema italiano, con particolare riferimento
alla tipologia di rete e ai livelli di tensione su cui si stanno installando le nuove unità produttive.
In relazione al Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di Generazione Diffusa in Italia nel 2008, risultano installati 34.848 impianti di GD per una potenza efficiente lorda complessiva pari a 6.627 MW
(circa il 6,5% della potenza efficiente lorda del parco di generazione nazionale) e una produzione
lorda di 21,6 TWh (circa il 6,8% della produzione nazionale lorda di energia elettrica, pari a circa 319
TWh), come si nota dalla Tabella 2, confermando il trend di crescita nell’installazione di nuovi impianti
di GD.
51
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Tabella 1.2 Dati relativi agli impianti di Generazione Diffusa nell’anno 2008
Il 58,7% dell’energia elettrica prodotta dalla GD è di origine rinnovabile (Figura 1.13) e tra le fonti rinnovabili la principale è quella idrica, per una produzione pari al 42,4% dell’intera produzione da GD.
Figura 1.13 Produzione di energia elettrica dalle diverse fonti nell’ambito della Generazione Diffusa nell’anno
2008
Differenziando la tipologia di impianti in funzione delle fonti utilizzate, è possibile notare (Figura
1.14) che il 39,3% dell’energia elettrica è stata prodotta da impianti alimentati esclusivamente da
fonti non rinnovabili, quindi il 2% della produzione totale (differenza tra il valore riportato nella Figura 13 e quello nella Figura 14) è la produzione degli impianti termoelettrici alimentati da rifiuti
solidi urbani e degli impianti ibridi imputabili alle fonti rinnovabili.
52
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
Figura 1.14 Impianti alimentati da fonti rinnovabili, non rinnovabili, rifiuti solidi urbani e impianti ibridi nel-
l’ambito della Generazione Diffusa nell’anno 2008
Del totale di energia prodotta da GD solo il 66% viene immesso in rete. Di questa, però, soltanto
una minima parte viene direttamente collocata sul mercato (28%), mentre la porzione rimanente
viene ritirata in via amministrata: l’8,8% è stato oggetto di incentivazione ai sensi del provvedimento Cip 6/92 mentre il 25,2% è stata ritirata ai sensi della Delibera AEEG 280/07 (Figura 1.15).
Figura 1.15 Ripartizione dell’energia elettrica prodotta nell’ambito della Generazione Diffusa fra mercato, au-
toconsumi e regimi di ritiro amministrato nell’anno 2008
Infine, l’analisi del livello di tensione delle reti in cui viene immessa l’energia elettrica evidenzia
che più del 75% dell’energia elettrica è immessa sulle reti di distribuzione in media tensione (Figura 1.16).
53
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Figura 1.16 Ripartizione per livello di tensione di connessione dell’energia elettrica immessa dalla Generazione
Diffusa nel 2008
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.
[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.
54
Definizioni e obiettivi delle Smart Grid
[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 enabling 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 UrbanaChampaign (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.
[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
55
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
sul sistema elettrico nazionale”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/it/docs/06/16006.htm
[22] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle
reti AT e MT delle imprese distributrici di energia elettrica”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/08/033-08argalla.pdf
[23] Delibera AEEG ARG/elt 125/10 “Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 in materia di condizioni tecniche ed economiche per
la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione
(TICA)”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/125-10arg_allA.pdf
[24] Delibera AEEG ARG/elt 328/07 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione
distribuita, di piccola generazione e di microgenerazione in Italia per l’anno 2005”.
[25] Delibera AEEG ARG/elt 81/10 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione
distribuita in Italia per gli anni 2007 e 2008 e analisi dei possibili effetti della generazione
distribuita sul sistema elettrico nazionale”.
[26] Delibera AEEG ARG/elt 280/07 “Modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritiro
dell’energia elettrica ai sensi dell’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre
2003, n. 387/03, e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239/04”. Disponibile su:
http://www.autorita.energia.it/it/docs/07/280-07.htm
56
C a p i to l o 2
Lo sviluppo delle Smart Grid
Aspetti regolatori
d i Giuseppe Buglione e Clara Poletti
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
2.1 Introduzione
Come mostrato nei capitoli precedenti, in Italia come in Europa, la GD è il driver principale per lo
sviluppo delle SG: solo un aumento decisivo delle FER può portare al raggiungimento degli obiettivi di mitigazione dei cambiamenti climatici definiti dall’Unione Europea nell’ambito del cosiddetto
Green Package, anche in attuazione degli impegni assunti nell’ambito del Protocollo di Kyoto. A livello internazionale, con il termine “Smart Grid” si intendono strutture e modalità operative fortemente innovative in grado di far fronte ai numerosi potenziali problemi di gestione, che la GD può
provocare sia a livello locale (rete di distribuzione) che a livello globale (intero sistema elettrico).
Inoltre, le SG sono uno strumento importante non solo per lo sviluppo massiccio delle fonti rinnovabili, ma anche per la realizzazione di un mercato dell’energia in cui i consumatori possano avere
un ruolo centrale.
Affinché le nuove tecnologie implementate (in particolare le tecnologie di comunicazione) permettano di superare le attuali limitazioni e rendano possibile un reale e significativo contributo di GD,
mantenendo alto il livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema, è necessaria una parallela
evoluzione del quadro normativo (di natura tecnica, con ricadute sia nazionali sia internazionali)
e del quadro regolatorio (con ricadute essenzialmente nazionali).
In questo capitolo si indagherà il panorama, nazionale e internazionale, per individuare le aree non
coperte da alcuna disposizione/regolamentazione e quelle coperte da regole, norme e disposizioni
che potrebbero risultare non più valide in un contesto di rete di distribuzione (specialmente MT)
che evolve verso una SG.
Prima di entrare nell’analisi dei problemi normativi e regolatori è tuttavia opportuna una precisazione con riferimento alla relazione tra l’innovazione tecnologica in corso e la necessità di riformare
le regole di funzionamento e l’organizzazione del settore elettrico. In particolare, è importante
sottolineare che alcuni interventi di modifica dell’assetto regolatorio, necessari per assecondare uno
sviluppo efficiente delle fonti rinnovabili, potrebbero e, anzi, dovrebbero essere realizzati a prescindere dalla diffusione, sulla rete elettrica, di sistemi e tecnologie innovative. La stessa considerazione può essere estesa alla modifica del ruolo dei consumatori finali. Infatti l’attuale assetto del
sistema, sia in termini di condizioni di accesso alla rete che di funzionamento dei mercati, non è
stato disegnato avendo in mente gli obiettivi di sostenibilità descritti nel resto del volume: vi sono
quindi ampi spazi di miglioramento, ad oggi ancora non esplorati. Alcune inefficienze nell’attuale
funzionamento dei mercati elettrici non dipendono quindi da barriere tecnologiche, ma piuttosto
da scelte esplicite del policy maker o del regolatore.
Con riferimento ai problemi normativo/regolatori legati allo sviluppo delle SG, il netto spostamento
della politica energetica verso obiettivi di sostenibilità ambientale ha attivato in generale un ripensamento degli schemi regolatori fino ad oggi ritenuti ottimali. Tuttavia, sia il dibattito accademico
che quello istituzionale su quale sia il nuovo paradigma da adottare sono ancora molto acerbi. Regole di connessione alla rete degli impianti di generazione a fonte rinnovabile; valorizzazione degli
sbilanciamenti, assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto, meccanismi di incentivo sono alcuni esempi di problemi tra loro connessi sui quali è in corso un acceso dibattito, a tratti
controverso. In questo percorso di riforma l’innovazione tecnologica sta intervenendo come fattore abilitante, consentendo soluzioni che fino a poco tempo fa erano impossibili, oppure troppo
costose.
58
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
Nell’affrontare la questione della riforma del quadro regolatorio si può partire da tre osservazioni
preliminari.
La prima è che l’aumento rapido e consistente del numero di utenti di piccole dimensioni, siano
essi generatori o consumatori, con un ruolo attivo nel sistema elettrico, pone l’accento sulla necessità di fornire anche a loro segnali di prezzo corretti, a tutti i livelli della filiera. È importante infatti che ciascun soggetto riceva segnali circa il valore (o il costo) delle proprie decisioni per il
sistema. Questo fatto rappresenta un’importante novità nella regolazione e gestione del sistema
elettrico che, fino ad oggi, ha trattato i soggetti di piccole dimensioni come un elemento connesso
al sistema, ma con un comportamento determinato esogenamente e, in una certa misura, non modificabile1 in risposta a segnali di prezzo. La corretta valorizzazione dei comportamenti dei diversi
soggetti coinvolti nei settori energetici è ovviamente importante a prescindere dal processo di ristrutturazione in corso. Tuttavia essa diventa cruciale in un contesto, come quello delle Smart
Grid, in cui si ritiene opportuno influenzare i comportamenti di soggetti che, sino ad ora, sono
stati considerati sostanzialmente “passivi”, per le caratteristiche delle loro preferenze (piccoli consumatori la cui domanda era ritenuta inelastica), per la limitata rilevanza del loro comportamento
rispetto agli obiettivi di sistema perseguiti (piccoli generatori), o semplicemente perché la tecnologia disponibile (a costi accettabili) non consentiva di fare diversamente. Nel nuovo contesto,
quindi, da un lato si perseguono obiettivi di sostenibilità, dando maggiore rilevanza alle decisioni
di questi soggetti, mentre dall’altro si cerca di aumentare la dimensione di queste categorie di immissioni e prelievi, così che ad esempio le fonti rinnovabili possono arrivare a fissare il prezzo spot
sul mercato all’ingrosso.
La seconda osservazione è che il miglioramento dei segnali economici non è sufficiente, da solo,
a garantire che il sistema si muova in modo rapido ed efficiente verso il nuovo assetto. È necessaria infatti una contestuale revisione dei diritti e dei doveri posti in capo a ciascun soggetto. Condizioni di connessione alla rete, coordinamento tra sviluppo della rete e della capacità di
generazione, obblighi di comunicazione: sono esempi di ambiti sui quali si rende necessario intervenire. Anche l’attivazione di meccanismi di informazione mirati ai piccoli clienti è molto importante
affinché il consumatore stesso possa effettuare scelte consapevoli.
La terza e ultima osservazione riguarda il ruolo del decisore pubblico. Per valutare quali siano i costi
o i benefici che la società nel suo complesso deriva da certi comportamenti o investimenti è necessario definire preliminarmente, in maniera chiara e puntuale, quali siano gli obiettivi di politica
sia energetica sia ambientale che il decisore politico intende perseguire. Ad esempio, per valutare
il beneficio derivante da un investimento in una tecnologia che consenta di connettere una maggiore capacità di generazione da fonte rinnovabile, è necessario comprendere, innanzitutto, quale
sia il valore che la società attribuisce allo sviluppo di queste fonti energetiche. Tale valore dipende,
infatti, in larga parte da decisioni di politica energetica e ambientale2 che devono essere chiarite
prima di modificare il quadro regolatorio. La mancata o incerta identificazione degli obiettivi da rag-
1
Le seguenti osservazioni (paradigma “fit and forget”) ricorrono anche per i problemi di natura tecnico-operativa (cfr. Ca-
pitolo 3): in quel caso, si tratta di segnali di natura tecnica e non solo economica.
2
Per la prima volta la valutazione delle esternalità ambientali assume un ruolo cruciale nella definizione e valutazione dei
progetti di sviluppo e riforma del settore, rappresentando una grossa novità.
59
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
giungere può infatti incidere in misura rilevante nel processo di definizione dello scenario regolatorio, generando incertezza nella realizzazione degli investimenti.
Dopo aver riportato alcune osservazioni preliminari relative alla modifica del quadro regolatorio,
è possibile analizzare le condizioni di sistema che si devono realizzare, affinché l’investimento in
tecnologie “smart” possa effettivamente sviluppare tutte le proprie potenzialità. L’analisi parte
dalle ragioni che supportano lo sviluppo di reti intelligenti, per poi valutare le condizioni per una
“gestione smart” della domanda e dell’offerta di energia elettrica a livello di mercato, di compravendita dell’energia elettrica e di gestione del servizio di dispacciamento, con particolare riferimento al ruolo che le imprese di distribuzione dovranno avere nel futuro, a seguito dello sviluppo
di reti intelligenti. Infatti, ciascuno di questi aspetti presenta peculiarità specifiche se analizzato con
riferimento all’offerta di energia elettrica oppure alla domanda. Al fine di individuare queste peculiarità, il capitolo è suddiviso in due sezioni speculari. Nella prima si analizzano ciascuno dei tre
aspetti con riferimento all’offerta, concentrandosi dunque sui problemi regolatori legati alle SG e
al ruolo della GD, con particolare attenzione alla generazione da fonti rinnovabili. Nella seconda
si affrontano le tre tematiche individuate dal punto di vista della domanda, ponendo l’accento
sugli aspetti regolatori legati allo smart metering e al ruolo dei consumatori.
Viene fatta, infine, una specifica trattazione del quadro regolatorio nazionale relativo alla GD, e agli
incentivi previsti a sostegno di progetti pilota sulle reti attive.
2.2 Le Smart Grid e la gestione dell’offerta
Come è stato già osservato precedentemente, uno degli obiettivi connessi allo sviluppo di reti di
distribuzione “smart” è rappresentato dalla necessità di garantire la connessione di un numero
sempre maggiore di impianti di generazione da fonti rinnovabili di piccole dimensioni, rientranti
nella definizione più ampia di “Generazione Diffusa”3. Oggi la rete di distribuzione, in particolare
la rete in media e bassa tensione, non svolge nessuna funzione attiva ai fini della garanzia della
sicurezza del sistema elettrico. Questo significa che, una volta connessi alla rete MT e BT, gli impianti di generazione possono immettere energia elettrica senza alcun controllo da parte del gestore della rete (DSO) e del sistema (TSO), anzi, il gestore non ha neppure visibilità istantanea di
ciò che succede sulla propria rete; pertanto, seppure il TSO o il DSO avessero il potere di impartire ordini ai generatori, oggi non sarebbero nelle condizioni di agire in maniera efficace e tempestiva. È quindi necessario assicurare che tutta la generazione connessa non causi problemi alla
rete. In particolare, nel Capitolo 3 si mostra come un certo grado d’integrazione di FER sia sostenibile anche mantenendo l’attuale gestione “passiva” della rete di distribuzione. Per accomodare
l’aumento della capacità produttiva connessa in MT e BT si può infatti, entro certi limiti, rinforzare
e ampliare la rete con nuovi investimenti infrastrutturali. Questo approccio allo sviluppo della GD
è solitamente indicato con l’espressione “fit and forget”, proprio perché prevede un aumento della
capacità di trasporto della rete di distribuzione tale da consentire agli impianti di generazione di
3
Come affermato nel Capitolo 1, ai fini dello studio di seguito riportato si preferisce definire il fenomeno in esame come
“Generazione Diffusa” (GD), a sottolineare la natura non prevedibile e non preordinata della dislocazione spaziale e temporale delle immissioni di potenza sulla rete elettrica.
60
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
immettere in rete tutta la loro produzione senza che ciò possa – in alcun caso – compromettere
la sicurezza del sistema.
Tuttavia, superate certe soglie di potenza connessa, l’approccio fit and forget non è più compatibile con la necessità di garantire la sicurezza del sistema. Diventa quindi indispensabile una gestione proattiva della rete di distribuzione, realizzabile esclusivamente attraverso lo sviluppo di
tecnologie smart (cfr. Capitolo 3 e Capitolo 6), in particolare di tecnologie ICT.
Il passaggio ad una gestione attiva della rete di distribuzione appare dunque, in qualche misura,
una scelta obbligata. I principali nodi di natura regolatoria connessi con questa transizione si possono identificare in due grandi categorie di problemi: quelli connessi con la realizzazione degli investimenti necessari allo sviluppo delle reti intelligenti (“investimento”) e quelli connessi con
l’utilizzo efficiente delle infrastrutture una volta che queste sono state completate (“gestione”).
Queste due categorie di problemi, pur essendo tra loro collegate, hanno natura abbastanza diversa. La prima attiene principalmente a questioni connesse con la regolazione degli investimenti
in reti di distribuzione: pianificazione degli investimenti in presenza di innovazione tecnologica; remunerazione del capitale investito netto; efficienza operativa. La seconda categoria attiene, invece,
in larga parte a problemi di disegno di mercato e di condizioni di accesso al sistema: funzionamento
dei mercati all’ingrosso e del mercato per i servizi di dispacciamento; corrispettivi di sbilanciamento e condizioni di connessione alla rete.
❑ 2.2.1 Gli investimenti in reti di distribuzione intelligenti
Una prima questione da affrontare nell’analisi degli investimenti in reti di distribuzione intelligenti
è quella del dimensionamento dell’investimento stesso e del coordinamento con lo sviluppo della
capacità di generazione. Il problema che oggi si pone sulle reti di distribuzione rispetto alle scelte
relative allo sviluppo e alla diffusione delle SG rappresenta infatti una sfaccettatura di un problema più ampio, quello dello sviluppo coordinato della generazione e della rete. Questo problema
è stato affrontato estensivamente per le reti di trasmissione (capacità di trasporto), consentendo
di accumulare molta esperienza dal punto di vista operativo come teorico. Esiste tuttavia un’importante differenza tra i due casi. Mentre nella trasmissione gli assetti liberalizzati hanno potuto
ereditare il corpus d’infrastrutture e di procedure di pianificazione degli ex monopolisti integrati,
per cui i nuovi modelli organizzativi – come anche le reti fisiche – hanno potuto evolvere in modo
incrementale rispetto a una situazione ben consolidata, nel caso della distribuzione il problema va
affrontato ex novo. Infatti, anche per quanto riguarda la capacità di trasporto, gli investimenti in
ICT non modificano o aumentano significativamente la capacità di trasporto attuale, ma rendono
sfruttabile tutta quella attualmente possibile4. Appare pertanto imprescindibile una fase regolatoria che definisca:
• le modalità attraverso le quali l’adeguamento della rete di distribuzione – inteso come sviluppo
ed evoluzione della rete – deve avere luogo per assicurare una connessione efficiente della produzione da fonti rinnovabili;
• i servizi che la rete e gli impianti connessi a una rete smart sono in grado di fornire e gli interventi regolatori necessari per abilitare la fornitura di questi servizi.
4
E ad oggi non utilizzabile.
61
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Per quanto riguarda il primo punto – le modalità attraverso le quali favorire lo sviluppo delle SG –
in un mercato ideale in cui i segnali di prezzo sono in grado di incorporare perfettamente le dinamiche di domanda e offerta, nonché le condizioni della rete, tutte le decisioni circa gli investimenti
in fonti rinnovabili e in adeguamento delle reti potrebbero essere lasciate al mercato. I differenziali di prezzo tra le diverse zone del mercato incentiverebbero gli investitori a localizzare i nuovi
impianti coerentemente con le necessità della rete. In modo analogo, la necessità di contenere i
costi (operativi e per nuovi investimenti) incentiverebbe il gestore della rete a investire in tecnologie smart e le rendite da congestione segnalerebbero dove gli investimenti in espansione della
rete sono inevitabili. Tuttavia, la realizzazione di questo ipotetico schema richiederebbe un meccanismo di pricing molto più evoluto rispetto a quello attualmente esistente. Inoltre, l’impossibilità concreta di incorporare nel segnale di prezzo tutti gli elementi rilevanti nella definizione del
valore, per il sistema, di un certo sviluppo della capacità di generazione e delle infrastrutture di
rete necessarie, rende questo approccio complesso da attuare. Lo sviluppo delle SG consentirebbe, comunque, di migliorare sensibilmente il segnale di prezzo trasferito alla GD e di rendere
più flessibile l’assegnazione dei diritti di uso della capacità di trasporto, per l’immissione della loro
produzione in rete.
In questo modo si potrebbe superare l’attuale paradigma secondo il quale le decisioni d’investimento sono prese indipendentemente dai segnali di prezzo. Oggi, infatti, il regolatore riconosce
esplicitamente come obiettivo primario quello di massimizzare il numero (taglia) di connessioni di
fonti rinnovabili e la loro produzione e, al fine di raggiungere questo obiettivo, incentiva gli investimenti necessari.
Un primo elemento della regolazione da rivedere per la realizzazione degli investimenti in reti di
distribuzione intelligenti riguarda dunque le regole di connessione e l’assegnazione dei diritti di utilizzo di tale capacità da parte dei generatori. Questo a sua volta ha un impatto sui piani di sviluppo
delle reti da parte dei Distribution System Operator (DSO). Il passaggio alle SG richiederebbe inoltre la revisione dei meccanismi di regolazione del DSO per la copertura dei costi di distribuzione
(solitamente price-cap o revenue cap). Il compito di investire sulla rete di distribuzione per accomodare una quantità sempre maggiore di GD spetta infatti al DSO, responsabile per lo sviluppo e
la manutenzione della rete di distribuzione stessa.
Il dibattito su questo punto [1] sottolinea, ad oggi, una tendenza ad un atteggiamento passivo da
parte dei DSO con riferimento, in generale, alla connessione della GD. A questo sembra affiancarsi
una preferenza dei DSO per gli investimenti in espansione della rete rispetto a quelli funzionali al
passaggio ad una rete attiva.
Le ragioni alla base dell’apparente inerzia nella connessione possono essere molteplici. Tra queste il fatto che molti meccanismi di remunerazione del DSO non tengono conto dell’impatto che
l’aumento della GD provoca sui costi. Il DSO può dunque trovarsi a sostenere costi incrementali,
a cui non corrisponde un adeguato aumento dei ricavi.
Questa eventualità può verificarsi più facilmente in sistemi in cui:
1) i corrispettivi pagati dai generatori per l’accesso e l’uso della rete coprano solo parzialmente i
costi di adeguamento della rete (cosiddetta shallow connection, cfr. TICA paragrafo 2.5.1);
2) i ricavi riconosciuti al distributore vengono determinati e aggiornati sulla base dell’energia prelevata dai clienti e del numero di clienti connessi.
62
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
Come sottolineato da Meeus (2010), la regolazione del DSO dovrebbe invece tenere in considerazione i seguenti aspetti:
1) l’integrazione della GD determina un aumento dei costi di gestione per il DSO;
2) l’integrazione della GD può determinare una riduzione dei ricavi del DSO, se calcolati in base
all’utilizzo della rete di distribuzione.
Queste possibili distorsioni dei meccanismi di remunerazione si possono verificare a prescindere
dal possibile sviluppo tecnologico delle reti verso soluzioni smart e hanno un impatto sulle dinamiche di connessione della GD anche nell’attuale assetto di reti passive. Per quanto riguarda
invece in maniera più diretta gli investimenti in SG, e la possibile preferenza dei DSO, per interventi di rafforzamento della rete rispetto all’investimento in tecnologie innovative, per rendere la rete più intelligente, alle osservazioni appena esposte si aggiungono ulteriori elementi
di riflessione.
Il primo riguarda il tipo d’investimento. Mentre nel caso del rafforzamento della rete l’investimento
è solitamente circoscritto alla sezione di rete interessata dalle nuove connessioni e può essere
dunque gestito in maniera incrementale, la transizione verso reti intelligenti richiede interventi
che interessano la rete nel suo complesso. Questo tipo di investimento richiede quindi un approccio globale, che coinvolge non solo le linee e le cabine ma anche i sistemi informativi.
Il DSO è abituato culturalmente a comperare linee e cabine, mentre è meno avvezzo a comperare,
installare e gestire ICT, se non a fronte di opportuni incentivi o meccanismi di regolazione.
Il secondo elemento è quello, già sottolineato, delle condizioni di funzionamento. Affinché la nuova
tecnologia possa effettivamente portare a una modifica nelle modalità di funzionamento della rete,
è necessaria la contestuale (se non preventiva) revisione del sistema di regole e di governance
della distribuzione. Anche in questo caso la soluzione prospettata è quindi più complessa e non si
presta a realizzazioni per piccoli passi attuate autonomamente dal DSO.
Interventi di tipo regolatorio sono dunque necessari per incentivare il DSO ad effettuare investimenti
in componenti di rete smart; in tutti i casi questo consente di ridurre il costo medio di lungo termine
di distribuzione dell’energia elettrica, dati gli obiettivi di connessione di GD.
Per questo motivo il dibattito di policy in materia suggerisce la combinazione di un sistema “incen-
tive-based regulation” integrato da specifici incentivi per gli investimenti in rete attiva. L’approccio
generalmente identificato come ottimale [2] consiste nel mantenere, modificandoli, gli attuali meccanismi di “output-based regulation”, in cui la remunerazione degli investimenti è condizionata al raggiungimento di determinati obiettivi qualitativi in relazione all’output dell’attività svolta (maggiori
dettagli sui sistemi di regolazione delle SG in “Regulation for Smartgrid”, Eurelectric Report, febbraio 2011). La principale modifica/proposta consiste nella ri-definizione dell’output e, di conseguenza, dei driver di costo per la determinazione dei ricavi riconosciuti. L’attività del DSO non
dovrebbe più essere misurata esclusivamente in termini di energia elettrica distribuita e di numero
di clienti connessi, ma anche di altri parametri, quali ad esempio la capacità di GD connessa alla propria rete. Definire quali siano i benefici legati allo sviluppo delle SG, e i corrispondenti obiettivi su cui
basare una regolazione di tipo output-based, non è attualmente possibile, sia perché manca una definizione univoca di SG e di possibile sviluppo delle reti elettriche, sia perché non sono ancora dif-
63
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
fuse iniziative e dimostrazioni reali in campo, necessarie ai regolatori per acquisire esperienza e conoscenze, indispensabili per rafforzare e consolidare la regolazione incentivante.
Un primo passo in questa direzione è stato compiuto dal regolatore inglese, che ha commissionato
lo studio-progetto LENS (Long-Term Electricity Network Scenarios) [4] – che definisce cinque possibili scenari di sviluppo delle reti elettriche di distribuzione al 2050, sulla base di alcuni driver, come
ad esempio il prezzo della CO2 e in generale l’impatto ambientale, il livello di public policy e il livello di partecipazione dei consumatori. Lo studio definisce per ciascun scenario i benefici attesi
e il soggetto che riveste il ruolo centrale. I più importanti sono quelli che pongono come centro
dello sviluppo le società di servizi energetici (scenario 2), i distributori (scenario 3) e i consumatori finali (scenario 4); lo scenario 1 è quello in cui il ruolo centrale è svolto dal gestore della rete
di trasmissione, mentre lo scenario 5 è quello che si verificherebbe qualora mancasse coerenza
nelle scelte di policy effettuate dal regolatore.
In particolare, i punti fondamentali dello scenario 2 sono:
• elevata preoccupazione ambientale, abbinata a interventi di policy e non solo di market;
• sviluppo della DG sulle reti di distribuzione e dell’eolico offshore sulla rete di trasmissione;
• sviluppo di sistemi di gestione in mano alle ESCO (es. CHP);
• introduzione di innovazioni tecniche sulle reti di distribuzione;
• ruolo passivo dei consumatori (tranne clienti energivori);
• prezzi della CO2 al 2050 fino a 60 €/t e ridotte barriere alla diffusione di tecnologie ad alta efficienza.
I punti fondamentali dello scenario 3 sono:
• gestione attiva delle reti di distribuzione integrata con demand side management;
• introduzione di modalità innovative di network & system management a livello del DSO;
• sviluppo della rete di trasmissione in funzione dell’eolico offshore, ma più integrata con le reti
di distribuzione;
• presenza di flussi di energia molto variabili;
• ruolo attivo dei consumatori a seguito di interventi specifici.
I punti fondamentali dello scenario 4 sono:
• elevato numero di piccole unità di produzione diffuse;
• presenza di diverse modalità di demand response;
• ridotta presenza della generazione di grande dimensione;
• conseguente ridotto sviluppo della rete di trasmissione;
• introduzione di modalità innovative di network & system management su tutti i livelli di rete;
• diffusione dei veicoli elettrici.
È importante precisare che il rapporto LENS è sviluppato considerando le caratteristiche e le specificità della rete elettrica inglese (ad esempio: nucleare, gran numero di centrali termiche a fine
vita in pochi anni, ecc.); questo significa che le considerazioni e le informazioni finali sui possibili
scenari di sviluppo delle reti elettriche di distribuzione sono valide solo in relazione al contesto analizzato, mentre la metodologia utilizzata per l’analisi, molto efficace ed estremamente innovativa,
può essere estesa anche ad altre realtà nazionali.
64
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
Sempre in questa direzione, uno studio dell’associazione dei regolatori europei (ERGEG), pubblicato in un recente position paper sulle SG [3], ha proposto alcuni modelli di sviluppo degli indicatori di performance (Tabella 2.1) delle SG, che tuttavia non sempre si prestano a una misurazione
puntuale dell’output.
Effetti/Benefici
Indicatori delle potenzialità di performance
Aumento della sostenibilità
Riduzione quantificata delle emissioni di carbonio
Impatto ambientale delle infrastrutture di rete elettrica
Adeguata capacità di
trasmissione e distribuzione
per “raccolta” e fornitura
dell’elettricità ai consumatori
Capacità della rete di distribuzione di accogliere fonti energetiche diffuse
Massima iniezione di potenza ammissibile, senza rischi di congestione nelle reti di
trasmissione
Energia non ritirata da fonti rinnovabili a causa di congestione e/o rischi per la
sicurezza
Adeguata connessione alla
rete e accesso per tutti i tipi
di utenti della rete
Il beneficio potrebbe essere in parte valutato da:
• costi di prima connessione per i generatori, i consumatori e “prosumer”
• tariffe di rete per i generatori, i consumatori e coloro che fanno entrambe le cose
• modalità adottate per calcolare le tasse e le tariffe
• tempi necessari per connettere un nuovo utente
Soddisfacenti livelli
di sicurezza e di qualità
della fornitura
Rapporto tra produzione affidabile disponibile e domanda di picco
Quota di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili
Soddisfazione misurata degli utenti della rete per i servizi di “rete” che ricevono
Prestazioni di stabilità del sistema elettrico
Durata e numero delle interruzioni per cliente
Prestazioni della qualità di tensione delle reti elettriche (ad esempio buchi di tensione, variazione di tensione e frequenza)
Maggiore efficienza e
migliori servizi per la
fornitura di energia elettrica e
operatività della rete
Livello di perdite nella trasmissione e nelle reti di distribuzione (assoluta o in percentuale)
Rapporto tra minima e massima domanda di energia elettrica entro un periodo di
tempo definito (un giorno, una settimana)
Percentuale di utilizzo (cioè carico medio) di elementi della rete elettrica
Disponibilità dei componenti di rete (collegata a manutenzione programmata e non
programmata) e impatto sulle prestazioni della rete
Effettiva disponibilità della capacità della rete rispetto al suo valore standard (ad
esempio: capacità netta di trasferimento nelle reti di trasmissione, capacità di accoglienza nelle reti di distribuzione)
Efficace sostegno
trans-nazionale ai mercati
dell’energia elettrica
Rapporto tra capacità di interconnessione di un Paese o regione e la sua domanda di energia elettrica
Sfruttamento della capacità di interconnessione (rapporto tra trasferimenti di energia mono-direzionali e capacità netta di trasferimento), in particolare relativi alla
massimizzazione della capacità secondo il regolamento in materia di scambi transfrontalieri di elettricità e secondo le linee guida per la gestione della congestione
Rendite da congestione attraverso interconnessioni
Sviluppo coordinato della rete
attraverso una pianificazione
comune della rete a livello
europeo, regionale e locale,
per ottimizzare l’infrastruttura
della rete di trasmissione
Il beneficio potrebbe essere in parte valutato da:
• impatto della congestione sugli esiti e sui prezzi dei mercati nazionali/regionali
• rapporto tra costi e benefici sociali di un investimento infrastrutturale proposto
• aumento generale del welfare, cioè far funzionare sempre il generatore più
economico per soddisfare la domanda corrente
• tempi di rilascio di licenza/autorizzazione per una nuova infrastruttura di trasmissione elettrica
• tempo per la costruzione (dopo l’autorizzazione) di una nuova infrastruttura di
trasmissione elettrica
Aumentata consapevolezza
dei consumatori e
partecipazione al mercato
di nuovi attori
Partecipazione lato domanda nei mercati dell’energia elettrica e in misure di efficienza energetica
Percentuale di consumatori che aderiscono volontariamente a un meccanismo dinamico di formazione del prezzo, basato sul tempo di utilizzo/picco critico/real time
Modifiche misurate dei modelli di consumo di energia elettrica dopo l’adesione volontaria a nuovi schemi di prezzi
Percentuale di utenti disponibili a comportarsi come carico interrompibile
Percentuale delle richieste di carico che partecipano a programmi di mercato per
la flessibilità della domanda.
Percentuale di partecipazione a servizi ausiliari di utenti connessi a bassi livelli di
tensione
Tabella 2.1 Effetti/benefici delle Smart Grid e lista dei potenziali indicatori di performance
65
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Per quanto riguarda invece le sperimentazioni già in atto in ambito SG, tutti i meccanismi di incentivazione fino ad ora proposti sono del tipo incentive-based regulation. In Europa la prima iniziativa è stata quella del regolatore inglese Ofgem che con il programma Registered Power Zones
(RPZ) prima e Low Carbon Network Fund (LCNF) poi, ha promosso lo sviluppo delle reti intelligenti. In particolare, il programma RPZ ha fornito incentivi ai DSO, per lo sviluppo di progetti innovativi in reti attive in quattro zone dell’Inghilterra, sperimentando sistemi di controllo della GD
(in gran parte eolico) in grado di migliorare il funzionamento della rete di distribuzione, con benefici anche per i consumatori finali. Il programma LCNF, partito nel 2010 e valido per cinque
anni, fornisce incentivi per lo sviluppo di vari progetti innovativi in reti attive (in totale 500 milioni di sterline), con l’obiettivo principale di aumentare in modo significativo la quantità di GD
sulle reti di distribuzione.
Nella stessa direzione, anche il regolatore italiano ha promosso alcune iniziative per lo sviluppo
delle SG (e dell’auto elettrica) come meglio dettagliato nel paragrafo 2.5.
Infine, più recentemente, un’importante iniziativa promossa dalla Commissione Europea è il Bando
NER300, che definisce i criteri e le misure per il finanziamento di otto progetti dimostrativi su scala
commerciale mirati alla cattura e allo stoccaggio geologico della CO2 in modo ambientalmente sicuro, nonché di 34 progetti dimostrativi relativi a tecnologie innovative per le energie rinnovabili,
tre dei quali per la gestione delle energie rinnovabili decentralizzate (SG). L’articolo 8 del Bando
dispone che l’ammissibilità degli investimenti relativi alle energie rinnovabili è valutata in relazione
alle potenzialità di sviluppo della GD e alla quantità complessiva prevista di energia prodotta da
FER nei primi cinque anni di attività; in questo caso l’aumento e lo sviluppo delle FER rappresenta
quindi il principale beneficio atteso dalle SG5.
❑ 2.2.2 La gestione delle reti intelligenti
Concretamente, la rete di distribuzione smart consente lo sviluppo di nuove funzionalità [5], tra
cui la capacità:
• del distributore di monitorare e controllare le reti di media e bassa tensione;
• del distributore di comunicare e scambiare dati in tempo reale con il gestore della rete di trasmissione;
• del distributore, o del generatore connesso alla rete, di offrire servizi ancillari al gestore della
rete di trasmissione nazionale;
• della rete di distribuzione di rispondere automaticamente a situazioni di criticità (cosiddette
self healing capabilities).
Alcune di queste funzionalità consentono direttamente di connettere alla rete di distribuzione una
maggiore quantità di fonti rinnovabili, nel rispetto delle condizioni di sicurezza del sistema, a parità di capacità di trasporto. È questo, ad esempio, il caso delle funzioni di “self healing”. Altre consentono invece di responsabilizzare il generatore per il proprio comportamento, migliorando i
segnali di prezzo trasmessi ai generatori.
5
Il 9 febbraio 2011 si è conclusa la fase di presentazione delle domande a livello nazionale.
66
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
Tutte le funzionalità elencate si basano sulla disponibilità per il DSO di opportuni canali di comunicazione: con il generatore, da una parte, e con il TSO dall’altra.
Non tutte le nuove funzionalità delle SG per diventare operative richiedono una modifica del quadro regolatorio. È questo il caso, ad esempio, della risposta automatica a situazioni di criticità sulla
rete e del monitoraggio delle reti stesse. Altre invece devono necessariamente essere supportate
da norme adeguate, che sfruttino le nuove potenzialità offerte dalla tecnologia6.
In particolare, gli interventi di tipo regolatorio, necessari per sfruttare tutte le potenzialità delle SG,
sono di seguito elencati.
In primo luogo, come già sottolineato nel paragrafo precedente, per consentire la connessione
di più capacità di generazione di quella attuale è necessario definire i diritti che ciascun impianto
assume per effetto della connessione alla rete e i meccanismi economici, attraverso cui tali diritti possono essere “riacquistati” dal gestore, nel caso in cui non siano esercitati dal titolare o in
situazioni di emergenza per sfruttare le potenzialità offerte dalle SG nella gestione della GD. In
secondo luogo va affrontato il problema relativo alla partecipazione della GD al mercato per i
servizi di dispacciamento.
L’assegnazione dei diritti di trasporto deve tenere conto delle caratteristiche e delle condizioni
della rete, perché l’ammontare dei diritti non può eccedere la capacità della rete stessa. In presenza di una rete con capacità molto elevata rispetto ai flussi attesi, il diritto a utilizzare la rete
stessa può essere allocato in anticipo rispetto all’esecuzione del programma di immissione – ad
esempio sui mercati a termine – senza alcuna necessità di intervento in tempo reale. Nell’ambito
della rete di distribuzione, questo tipo di soluzione è compatibile con una filosofia di gestione “passiva”, supportata da investimenti in aumento della capacità. Lo sviluppo delle SG consente tuttavia al gestore della rete di osservare i flussi in tempo reale e di intervenire sui programmi
d’immissione in caso di violazione dei vincoli di capacità della rete, dovuti a contingenze particolari. La possibilità di intervenire sui flussi in tempo reale consente di allocare – a parità di capacità
della rete – una maggiore quantità di diritti di trasporto a termine.
Le SG – prevedendo la possibilità di comunicazione bi-direzionale tra il DSO e la produzione – permettono, infatti, in linea teorica di gestire le unità di GD in modo analogo agli impianti convenzionali sulla rete di trasmissione.
Questa funzione consente:
1) ai generatori di modificare i programmi di immissione, anche dopo la chiusura dei mercati a
termine;
2) al gestore della rete di acquistare servizi di rete da parte della GD.
Circa la partecipazione della GD al mercato per i servizi di dispacciamento, per quanto il primo
obiettivo della generazione da FER è che essa immetta “più possibile”, è comunque di interesse
(in prospettiva), la possibilità di utilizzare le rinnovabili per la fornitura di questi servizi. In senso
generale, infatti, non è nell’interesse del sistema (o tra gli obiettivi) che gli impianti FER forniscano, per esempio, “capacità di riserva”. Tuttavia, in particolari condizioni della rete di distribu-
6
Ad esempio il codice di rete deve esplicitamente consentire ai generatori da fonte rinnovabile di piccola dimensione di
accedere al mercato per il servizio di dispacciamento, affinché questi impianti possano offrire servizi ancillari.
67
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
zione, legate a temporanee limitazioni al transito sulla rete/linea di distribuzione cui gli impianti
sono sottesi, è utile poter modulare/limitare la potenza attiva iniettata da ciascun generatore, e
poterne comandare il distacco forzato. Un simile controllo delle iniezioni attive degli impianti FER
potrà, per esempio, essere asservito a un comando erogato dal TSO che tramite le misure dei flussi
di potenza può individuare quali generatori sono in ogni istante inseriti in rete e le loro caratteristiche in termini di potenze massime, minime (attive) con relative possibilità di regolazione.
Dal punto di vista regolatorio, l’applicazione di un meccanismo di gestione dei flussi di questo tipo
richiede di affrontare i seguenti aspetti:
• la definizione del contenuto dei diritti di connessione;
• la definizione del livello di fermezza dei diritti e la remunerazione nel caso di curtailment, o riduzione delle immissioni programmate in situazioni di emergenza.
Replicare il meccanismo di gestione delle reti di trasmissione sulle reti di distribuzione richiede di
definire le modalità di riallocazione in tempo reale dei diritti ad utilizzare la rete nel caso di mancato esercizio da parte del titolare e le modalità di acquisto dei servizi di rete. In altre parole, diventa necessario discutere la partecipazione della GD al mercato per i servizi di dispacciamento
(MSD, cfr. box sul mercato dell’energia elettrica). In particolare, ipotizzando che tutti gli impianti
connessi alla rete di distribuzione siano in grado di – e trovino economicamente conveniente – installare dispositivi per rispondere in tempo reale ai segnali inviati dal system operator, il principale
ostacolo alla partecipazione della GD al MSD è la dimensione ridotta che caratterizza questo tipo
di impianti. Per quanto riguarda le fonti rinnovabili, un problema ulteriore è rappresentato dalla
scarsa prevedibilità e controllabilità della produzione. Ad esempio, il codice di rete che definisce
le regole per la partecipazione al mercato per i servizi di dispacciamento in Italia stabilisce vincoli
molto precisi, che difficilmente possono essere rispettati (tal quali) dalla GD. Questi problemi potrebbero essere superati se, invece di singoli impianti, fosse ammessa la partecipazione, attraverso
aggregazioni di impianti (punti di dispacciamento).
Molti dei problemi affrontati nella sezione precedente sono comuni alla rete di trasmissione e possono essere risolti valutando l’opportunità e le modalità di trasferire le regole definite in quel contesto alla rete di distribuzione. Tra i vari aspetti analizzati, però, uno risulta nuovo rispetto a quelli
incontrati nell’ambito delle reti di trasmissione e riguarda il ruolo del DSO.
La gestione attiva delle reti di distribuzione (Active Network Management) richiede una modifica
sia del ruolo assegnato alle imprese di distribuzione di energia elettrica, che delle condizioni di accesso e uso del sistema da parte degli utenti della rete. In particolare, il passaggio ad un nuovo
modello di gestione della rete di distribuzione richiede l’identificazione di un “operatore di sistema”,
che abbia sia la responsabilità della gestione che il potere di incidere sul comportamento dei generatori connessi alla rete di distribuzione. Lo stesso DSO dovrà quindi assumersi degli impegni
nei confronti del gestore della rete di trasmissione nazionale, assicurando il rispetto dei previsti
standard di funzionamento della stessa e offrendo servizi di dispacciamento sulla base delle risorse
connesse con la propria rete.
Per quanto riguarda in particolare il rapporto tra DSO e TSO è fondamentale una valutazione preliminare di “separabilità” tra le reti. Tanto maggiore è il grado di separabilità, tanto maggiore può
essere l’indipendenza del DSO rispetto al TSO. Questo punto è rilevante soprattutto in relazione
68
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
alla fornitura dei servizi di dispacciamento. In uno scenario in cui la rete di trasmissione e di distribuzione sono intese come un unicum, il TSO è (e deve essere) in grado di identificare ciascun
singolo impianto localizzato sulla rete a tensione più bassa e scegliere quale tra questi impianti
debba fornire un particolare servizio di rete in ciascun istante. In questo caso la fornitura dei servizi di dispacciamento da parte delle unità di GD potrebbe essere effettuata attraverso la loro partecipazione al mercato per i servizi di dispacciamento gestito dal TSO. Tuttavia, resta da chiarire
quale sia (e se vi sia) l’interesse da parte del TSO a identificare ciascun singolo impianto sulla rete
di distribuzione. In uno scenario alternativo di perfetta separazione tra le reti (più rappresentativo
del contesto italiano, in cui la rete AT è dal 2009 di proprietà di Terna, mentre altri soggetti sono
proprietari delle reti di distribuzione MT e BT), solo il DSO potrebbe identificare e selezionare i singoli impianti sulla rete di distribuzione per la fornitura dei servizi di dispacciamento, idealmente
attraverso la creazione di un mercato per i servizi di dispacciamento specifico per le reti di distribuzione. In questo caso il TSO potrebbe acquistare il servizio direttamente dal DSO, senza preoccuparsi della gestione dei singoli impianti.
Il principale nodo regolatorio da scogliere riguarda l’effettiva separabilità delle attività di gestione
del sistema tra il TSO e il DSO. Tale decisione va effettuata tenendo in considerazione valutazioni
di tipo tecnico – relative all’effettiva fattibilità della separazione stessa – e comprendendo le complicazioni che un sistema di gestione separata potrebbe determinare in termini di scambio di informazioni.
2.3 Le Smart Grid e la gestione della domanda
Dopo aver analizzato gli aspetti relativi alla gestione dell’offerta, in questa sezione si affrontano le
tematiche relative alla gestione della domanda: in particolare, si analizzano gli aspetti regolatori
legati allo sviluppo dello smart metering, inteso come strumento tecnologico abilitante per consentire ai consumatori – anche di piccole dimensioni – di interagire con la rete, trasformandoli da
soggetti passivi a soggetti attivi e centrali nell’ambito del sistema elettrico7.
Prima di entrare nel dettaglio dell’analisi è importante sottolineare che l’attività di misura è concettualmente separata dall’attività di distribuzione e potrebbe essere gestita da un operatore diverso dal DSO. Anche gli investimenti necessari per la realizzazione dello smart metering sono
separati da quelli strettamente relativi alla rete di distribuzione. Lo sviluppo dello smart metering
ha dunque una dimensione di analisi ulteriore rispetto alle SG in senso stretto, quella relativa all’individuazione del soggetto responsabile per l’attività di misura. In molti Paesi questo soggetto
è il distributore, ma in alcuni, come il Regno Unito, si sono identificati soggetti diversi responsabili per l’installazione del misuratore e per l’attività di rilevazione e comunicazione dei dati.
Questa sezione è suddivisa in due paragrafi. Nel primo si discute come una domanda attiva – o interattiva – consenta di raggiungere gli obiettivi di policy e quali interventi di tipo regolatorio sono
necessari al fine di sfruttare tutte le potenzialità offerte dallo smart metering. Nel secondo para-
7
Gli aspetti tecnici legati allo smart metering sono ampiamente discussi nel Capitolo 4 (paragrafo 4.4).
69
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
grafo si discute il ruolo del DSO per quanto riguarda gli investimenti in smart metering e gli interventi di tipo regolatorio necessari per favorire una diffusione efficiente di queste nuove tecnologie.
❑ 2.3.1 Le ragioni per una gestione attiva della domanda
Come già osservato con riferimento alla discussione riguardante lo sviluppo delle SG, anche la
scelta di sviluppare e diffondere lo smart metering non può essere analizzata indipendentemente
dai principali obiettivi di policy: la riduzione delle emissioni di CO2 e l’aumento dell’efficienza energetica.
A livello europeo, le principali disposizioni che riguardano il contesto dello smart metering sono contenute nella Metering Directive, adottata nel 2004 [7], e nella Energy Services Directive , entrata in
vigore nel 2006. La prima direttiva stabilisce l’armonizzazione delle regole di metering in tutti i Paesi
europei, al fine di favorire la concorrenza nel mercato della misurazione. La seconda direttiva impone
agli Stati membri lo sviluppo di metodologie di misurazione automatica dei consumi di energia elettrica (e del gas) che consentano di raggiungere obiettivi di efficienza nei consumi e risparmio di energia elettrica. Lo sviluppo di queste nuove metodologie deve tenere conto dei costi di sviluppo e
diffusione in rapporto ai benefici attesi. Come osservato in Vasconcelos (2006) [8], la direttiva
2006/32/CE non richiede specificatamente l’introduzione dello smart metering e lascia agli Stati membri la decisione sulle modalità per il raggiungimento degli obiettivi prefissati. Infine, la recente direttiva 2009/72/CE [9] ha previsto che le autorità di regolamentazione raccomandino fermamente alle
imprese elettriche di ottimizzare l’uso dell’elettricità̀, ad esempio fornendo servizi di gestione dell’energia, sviluppando formule tariffarie innovative o, dove opportuno, introducendo sistemi di misurazione e reti intelligenti (art. 3, comma 11). L’Allegato 1 alla medesima direttiva prevede inoltre che
“… gli Stati membri assicurino l’attuazione di sistemi di misurazione intelligenti, che favoriranno la partecipazione attiva dei consumatori nel mercato della fornitura dell’energia elettrica” (comma 2).
Malgrado questa molteplicità di norme, manca ancora una sorta di armonizzazione nelle modalità
per il raggiungimento dell’obiettivo di efficienza energetica. In questo contesto diversi Paesi dell’Unione Europea considerano la combinazione di smart metering e tariffe “Time of Use” come il
modo ottimale per raggiungere gli obiettivi fissati dalla Direttiva [8].
La diffusione dello smart metering abbatte le due principali barriere che impediscono ai consumatori di giocare un ruolo attivo nell’ambito del sistema elettrico [10]: la mancanza di informazione
circa il proprio profilo di consumo e la possibilità di acquistare l’energia elettrica a prezzo di mercato8. La maggiore consapevolezza per i consumatori dei propri consumi e la possibilità di ricevere
i segnali di prezzo provenienti dal mercato determinano un aumento dell’efficienza nei consumi che
potrebbe consentire di:
• ridurre il consumo complessivo di energia elettrica;
• spostare almeno parte del consumo dalle ore di picco – in cui generalmente è concentrato
gran parte del consumo e in cui i prezzi sono più alti – alle ore della giornata in cui i consumi
sono generalmente più bassi.
8
Come discuteremo esplicitamente in seguito, lo smart meter è lo strumento tecnologico che consente la possibilità di ri-
cevere i segnali di prezzo. Tuttavia, la presenza stessa dei segnali di prezzo è legata a interventi regolatori che modifichino
il meccanismo di pricing dell’energia elettrica per i consumatori finali.
70
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
Questi due effetti determinano diversi benefici per il sistema nel suo complesso e, in particolare,
per diverse categorie di attori del sistema elettrico. In primo luogo, la riduzione del consumo provoca una riduzione delle emissioni di CO2 che facilita il raggiungimento degli obiettivi climatici fissati dalla Commissione Europea. In secondo luogo, la possibilità per i consumatori di modificare
il proprio profilo di consumo, in risposta ai segnali di prezzo, determina una riduzione del costo dell’energia complessivamente pagato dai consumatori stessi. Inoltre, la riduzione del consumo nelle
ore di picco, in cui in genere le reti sono congestionate, determina un uso più efficiente delle reti
stesse che consente al system operator di non dover effettuare – o almeno di poter ritardare – gli
investimenti in nuove infrastrutture di rete.
I benefici elencati fino a questo punto sono legati alla maggiore efficienza nei consumi determinata dalla maggiore quantità di informazioni che lo smart meter fornisce al consumatore. Tuttavia, lo smart meter consente di abilitare ulteriori servizi che determinano benefici aggiuntivi per il
sistema elettrico. Lo smart metering prevede infatti la comunicazione bi-direzionale tra il singolo
consumatore – che riceve informazioni circa i prezzi sul mercato – e il system operator e/o i fornitori di energia elettrica al dettaglio (retailer), che possono osservare da remoto le informazioni
circa il profilo di consumo dei singoli utenti9. È proprio la comunicazione a due vie che abilita una
serie di servizi aggiuntivi.
In primo luogo, la possibilità di osservare i profili di consumo a distanza riduce il costo dell’attività di misura. Il soggetto che beneficia della riduzione di tale costo operativo dipende dall’organizzazione del sistema, perché l’attività di misura può essere svolta dal system operator, dai
retailer oppure da una società indipendente. In secondo luogo, la stessa possibilità di misura a
distanza aumenta l’efficienza dell’attività del DSO e dei retailer. Per quanto riguarda il DSO, conoscere e poter analizzare il consumo di gruppi di utenti localizzati in determinate aree consente
una migliore pianificazione di eventuali investimenti o rinforzi di rete. Dal punto di vista del re-
tailer, invece, conoscere i profili di consumo degli utenti comporta in particolare due benefici. Il
primo consiste nella rapida identificazione degli utenti morosi e nella possibilità di intervenire rapidamente per limitare o interrompere il loro consumo. Il secondo consiste nella possibilità di
sviluppare nuovi prodotti (o piani tariffari) che meglio riflettano le esigenze dei consumatori. La
possibilità di creare nuovi prodotti rappresenta, infatti, uno strumento in più nelle mani dei retailer che, in un regime concorrenziale, hanno necessità di acquisire nuovi clienti. Si osserva infine che lo smart metering dovrebbe consentire ai consumatori di cambiare fornitore in tempi più
rapidi, aumentando così il livello di competizione nel mercato retail. In ultima analisi, la maggiore
concorrenza e la disponibilità di maggiori prodotti avvantaggia i consumatori finali, che possono
scegliere tra soluzioni più adatte alle proprie esigenze a prezzi più competitivi rispetto alla situazione attuale.
La possibilità di ricevere e rispondere ai segnali di prezzo, oppure ai segnali di sistema inviati dal
DSO, consente poi, in linea teorica, anche agli utenti finali – o piuttosto ad aggregazioni di consumatori – di offrire servizi di dispacciamento. Questa funzione aumenta la flessibilità nella gestione
della rete da parte del DSO, consentendo una integrazione più efficace delle fonti rinnovabili, la
9
Cfr. Capitolo 6.
71
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
cui introduzione nel sistema elettrico aumenta l’intermittenza e imprevedibilità dei flussi di energia elettrica sulla rete10.
Nonostante gli indubbi vantaggi che questa funzione potrebbe apportare al sistema, altre considerazioni di tipo economico si rendono necessarie per valutare l’opportunità di consentire e/o incentivare la partecipazione dei piccoli consumatori ai mercati per i servizi di dispacciamento.
Innanzitutto i piccoli consumatori sono presumibilmente disposti a offrire solo una quota del loro
potenziale, perché danno molto valore all’energia (e alla possibilità di usarla quando vogliono). Pertanto, per creare una prestazione di risorse significativa per il DSO, è necessario aggregare la flessibilità di molti. Ulteriori considerazioni devono tenere conto della qualità del servizio di
dispacciamento, che può essere offerto dai piccoli consumatori in relazione alle esigenze del DSO.
Il system operator deve poter contare con certezza sulla fornitura di questi servizi, che devono essere erogati in maniera tempestiva. Anche la più piccola differenza tra quanto richiesto e il servizio offerto potrebbe, infatti, mettere a rischio la sicurezza dell’intero sistema. Proprio per questo
motivo è più probabile che il DSO preferisca acquistare questi servizi dagli impianti di generazione, piuttosto che dai piccoli consumatori.
Come già osservato in precedenza, rispondere in tempo reale ai segnali di prezzo richiede degli
elevati costi di transazione per i consumatori. Per questo motivo, lo sviluppo di nuove tecnologie
– quali ad esempio gli elettrodomestici cosiddetti smart, in grado di (ri)programmare automaticamente il loro funzionamento sulla base dei segnali forniti dallo smart meter – dovrebbe aumentare l’efficacia dello smart metering stesso nell’accrescere l’elasticità della domanda al prezzo.
Sempre in questa direzione, lo sviluppo dei veicoli elettrici dovrebbe aumentare ulteriormente l’interazione tra i piccoli consumatori e i mercati elettrici. Attualmente, infatti, lo sviluppo dello smart
metering ha come unico effetto quello di determinare uno spostamento dei profili di consumo
dalle ore in cui i prezzi sono più alti a quelle in cui i prezzi sono più bassi. Se e quando le auto elettriche saranno una realtà, le batterie delle auto potranno essere usate come accumulatori, per prelevare energia elettrica quando i prezzi sono più bassi e immetterla nella rete (cioè venderla sul
mercato) quando i prezzi sono più elevati.
Affinché la diffusione dello smart metering determini i benefici appena descritti sono però necessari interventi di tipo regolatorio che consentano il passaggio dal paradigma attuale – in cui la domanda è passiva e inelastica – al nuovo paradigma, in cui i consumatori interagiscono con la rete,
eventualmente partecipando ai mercati elettrici e in cui il system operator e i fornitori siano in
grado di osservare i dati relativi al profilo di consumo dei singoli utenti. L’effetto complessivo – in
termini di raggiungimento degli obiettivi di policy e di benefici per il sistema – dipende dall’intensità degli interventi regolatori che riguardano principalmente:
• la definizione di un meccanismo di regolamentazione per gli investimenti in smart meter;
• la definizione di un meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti a livello retail che rifletta
il diverso valore dell’energia elettrica in diverse fasce orarie;
10
Ad esempio, gli utenti attivi possono rispondere a questi segnali tecnico-economici introducendo nel loro impianto un
sistema di accumulo capace di garantire una maggiore prevedibilità e una minore intermittenza dei flussi di energia elettrica in rete.
72
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
• lo sviluppo e l’utilizzo di tecnologie che, in combinazione con lo sviluppo di un nuovo sistema
di pricing, rendano automatica la reazione ai segnali di prezzo, senza richiedere una partecipazione costante da parte del consumatore;
• la definizione di regole per la gestione dei dati relativi ai profili di consumo;
• la definizione di regole per l’accesso dei (piccoli) consumatori finali ai mercati elettrici e, in particolare, al mercato per i servizi di dispacciamento.
Il risultato complessivo per il sistema – in termini di riduzione delle emissioni e di riduzione dei
costi – dipende in modo cruciale dalla diffusione degli smart meter. Solo una diffusione su larga
scala consente di modificare il paradigma di funzionamento del sistema e di ottenere gli effetti
sperati; per questo motivo risulta cruciale la definizione di un meccanismo regolatorio che garantisca una diffusione su larga scala dello smart metering.
La semplice diffusione di display, che consentono al singolo consumatore di osservare il proprio
consumo presente e passato, può determinare effetti positivi, generando un consumo più efficiente e, di conseguenza, una riduzione del costo per l’energia sostenuto dai consumatori e delle
emissioni di CO2. Come mostrato in [11], la possibilità per il consumatore di monitorare in tempo
reale il proprio consumo (direct feedback) induce un risparmio di energia tra il 5 e il 15%. Questa maggiore efficienza energetica è il risultato della diffusione di nuove tecnologie di rilevazione
dei consumi e di comunicazione e non richiede particolari interventi di tipo regolatorio11.
Tuttavia, la definizione di una struttura di pricing che incorpori il valore dell’energia elettrica in diversi intervalli di tempo rappresenta una condizione necessaria affinchè lo sviluppo dello smart metering abbia l’effetto di aumentare l’elasticità della domanda. È possibile identificare due categorie
di meccanismi di pricing che incorporano segnali di prezzo [12]:
• i cosiddetti programmi di load curtailment;
• i meccanismi di “dynamic pricing”.
La prima categoria include quelle tipologie di programmi che prevedono una remunerazione per
una riduzione del consumo in risposta ad appositi segnali. I meccanismi di load-curtailment si dividono ulteriormente in due categorie. La prima prevede il controllo diretto del consumo di determinate categorie di utenti e il loro distacco – oppure una riduzione del prelievo – in caso di
necessità. Rientrano in questa categoria azioni quali il controllo diretto dell’aria condizionata dei
consumatori domestici oppure gli interventi di riduzione del consumo di determinati utenti commerciali. La seconda categoria include, invece, i programmi che prevedono una remunerazione per
megawattora di consumo ridotto. In generale, anche in questo caso è necessario distinguere i
programmi che prevedono una riduzione del consumo in situazioni di emergenza della rete, da
quelli che prevedono una modulazione dei consumi per evitare un aumento eccessivo dei prezzi.
I programmi cosiddetti di dynamic pricing sono disegnati con lo scopo di ridurre il consumo di
energia elettrica nelle ore di picco e/o spostare parte del consumo dalle ore di picco alle ore fuori
picco, in cui i consumi e il prezzo dell’energia elettrica sono generalmente più bassi. Esistono diverse tipologie di pricing che possono essere messe in atto.
11
Ad eccezione di meccanismi incentivanti che favoriscano una diffusione efficiente delle nuove tecnologie.
73
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
• Real Time Pricing (RTP). È quella in base alla quale il prezzo dell’energia elettrica varia in ciascuna ora del giorno (o più volte in una singola ora). È la metodologia di pricing che esprime
con maggiore precisione il valore dell’energia elettrica, ma è anche la più difficile da attuare e
richiede un maggiore sforzo da parte del consumatore. Lo sviluppo delle nuove tecnologie che
consentono una risposta automatica da parte degli elettrodomestici, ad esempio, rende l’applicazione di questo tipo di struttura di pricing più realistica.
• Time of Use pricing (ToU). È un meccanismo di pricing meno complesso rispetto al RTP, in
cui i prezzi riflettono il diverso valore dell’energia in diverse fasce orarie. Nella versione più
semplice esistono solo due fasce: picco e fuori picco. ToU è ancora una struttura di pricing
statica, perché il prezzo in ciascuna fascia è definito in anticipo rispetto a quando avviene il
consumo.
• Critical Peak Pricing (CPP). Differisce rispetto al ToU pricing perché i prezzi nelle ore di picco
sono decisamente più elevati rispetto a quelli nelle altre fasce di prezzo. Un aumento del prezzo
fino a tale livello è però ammesso solo per un numero limitato di giorni all’anno.
È utile distinguere i due effetti principali di un meccanismo di pricing che riflette il valore dell’energia in tempo reale: il primo è rappresentato dallo spostamento di parte del consumo dalle ore
piene a quelle vuote. L’effetto è misurato dalla cosiddetta elasticità di sostituzione. Il secondo effetto è rappresentato da un cambiamento del livello di consumo, derivante dalla decisione del
consumatore di ridurre il consumo di energia elettrica in risposta all’aumento del prezzo. Questo
fenomeno è misurato dall’elasticità della domanda al prezzo. Diversi studi hanno cercato di misurare l’impatto delle varie tipologie di pricing sulle due elasticità [13], [14], [15] e [10].
L’elasticità al prezzo – e l’elasticità di sostituzione – possono drasticamente aumentare se l’introduzione di meccanismi di dynamic pricing è accompagnata dalla diffusione di tecnologie che rendono la risposta del consumo domestico ai segnali di prezzo in qualche modo automatica. Questo
risultato è particolarmente vero per quanto riguarda l’applicazione di un meccanismo di RTP. In
questo caso, addirittura, lo sviluppo di tecnologie automatiche risulta indispensabile in quanto è
molto difficile che un consumatore sia in grado di prestare attenzione costante alle variazioni dei
prezzi per aggiustare il proprio consumo in modo coerente.
Infine, diverse funzioni abilitate dello smart metering – come ad esempio la possibilità di offrire
tariffe “personalizzate” – dipendono dalla possibilità per i DSO e i retailer di osservare le informazioni circa i profili di consumo. Questo richiede:
• la definizione di un meccanismo di gestione dei dati;
• la soluzione del problema relativo alla privacy e alla sicurezza della gestione dei dati.
❑ 2.3.2 La diffusione dello smart metering e il ruolo del DSO
In questa sezione si discutono gli interventi regolatori necessari per favorire gli investimenti in
smart metering, ponendo particolare attenzione sul ruolo del DSO.
La sezione 2 ha mostrato come il ruolo centrale nell’ambito dello sviluppo della rete attiva – intesa come investimenti in componenti smart installati sulla rete di distribuzione – è di competenza
del DSO. Per questo motivo la discussione era incentrata su quale sia la soluzione ottimale per in-
74
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
centivare il DSO a investire in modo efficiente. Nell’ambito dello smart metering, prima di discutere le modalità per incentivare gli investimenti – e l’opportunità o necessità di definire un meccanismo incentivante – è necessario individuare chi è responsabile per gli investimenti stessi.
Questa scelta dipende da decisioni di policy, la letteratura identifica due possibili approcci:
• approccio regolatorio, in base al quale gli investimenti in smart metering sono di competenza
del DSO e, di conseguenza, il loro costo distribuito sull’intera collettività;
• approccio “di mercato”, in base al quale tutte le decisioni circa gli investimenti in smart metering sono lasciati al mercato – dunque alla concorrenza – tra fornitori, oppure tra società specializzate in attività di metering, se esistenti.
Analogamente agli investimenti in infrastrutture di rete, il problema principale connesso alla diffusione degli smart meter sta nel fatto che i benefici da essa indotti sono distribuiti nell’intero sistema economico. In altre parole, il soggetto individuato come responsabile per gli investimenti
potrebbe non trovare conveniente effettuare gli investimenti stessi.
L’imposizione di obblighi d’installazione e la regolazione delle prestazioni richieste al misuratore
possono assicurare una rapida e non discriminatoria diffusione dei contatori intelligenti. Tuttavia
questa soluzione si scontra con diversi problemi, tra cui l’identificazione del soggetto su cui ricade
l’obbligo. La soluzione adottata da molti Paesi, tra i quali l’Italia, è stata quella di identificare il DSO
quale soggetto obbligato.
Se dal punto di vista della realizzazione degli investimenti questa soluzione sembra essersi dimostrata la più efficiente, il problema principale che questo modello di sviluppo ha evidenziato è
quello dell’utilizzo della nuova infrastruttura, una volta operativa. Il misuratore intelligente rappresenta infatti uno strumento molto potente nella gestione dei rapporti commerciali con il cliente. Il
soggetto che nel sistema ha più interesse a sviluppare queste funzionalità, sfruttando al meglio la
nuova tecnologia, non è certo il DSO12, ma piuttosto il retailer.
Il regolatore si trova dunque di fronte ad un difficile trade-off nella scelta dell’assetto di governance
della misura di energia elettrica. Il dibattito è ancora aperto e non sembra emergere una soluzione
chiara.
2.4 Verso le reti attive: il ruolo del MiSE
Dopo aver analizzato nei paragrafi precedenti i problemi di natura regolatoria, legati alla gestione
della domanda e dell’offerta, in questi ultimi paragrafi viene fatta una specifica trattazione delle
scelte politiche e del quadro regolatorio nazionale, relativo alla GD e allo sviluppo delle reti attive.
Il ministero dello Sviluppo Economico italiano (MiSE) è impegnato sul tema SG sia a livello nazionale che internazionale. In particolare, il MiSE ha individuato, relativamente alle SG, alcune problematiche di interesse di seguito elencate:
12
Che peraltro ha già benefici economici legati alla possibilità di effettuare Automated Meter Reading (AMR) o Automated
Meter Management (AMM).
75
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
1) il coordinamento a livello istituzionale delle competenze in materia e la formalizzazione di un
gruppo di lavoro permanente sul tema delle SG, così come avvenuto di recente negli USA, in
Cina e nella Repubblica di Corea, per arrivare alla definizione di una programmazione nazionale o di un piano d’azione che stabilisca indirizzi prioritari e fabbisogni per la transizione del
sistema elettrico italiano verso l’era delle “reti intelligenti”;
2) la stabilità del quadro normativo al fine di consentire una programmazione degli investimenti
sul medio-lungo periodo;
3) il reperimento di risorse aggiuntive rispetto a quelle già messe in campo da parte dell’Italia e
dell’Unione Europea attraverso schemi di project financing innovativi, ad esempio partnership
pubblico-private;
4) la realizzazione di progetti pilota su larga scala.
In riferimento alle iniziative già intraprese, nell’ambito della più ampia strategia energetica nazionale, il ministero ha in fase di elaborazione un piano d’azione per l’efficienza energetica da presentare a Bruxelles entro giugno 2011, all’interno del quale si conta anche di favorire più
sistematicamente l’ammodernamento delle reti di distribuzione secondo i concetti di “rete intelligente”. Il tema dello sviluppo delle reti ha poi trovato negli ultimi anni grande attenzione anche
in ambito di promozione dell’innovazione nel settore energetico. Il MiSE con il programma “Industria 2015” ha assegnato finanziamenti a interventi per lo sviluppo della GD, in totale tre progetti,
con 27 milioni di euro finanziati. Nell’ambito, poi, del Fondo per la Ricerca di sistema nel settore
elettrico gli accordi di programma con ENEA, CNR e RSE, hanno visto lo stanziamento di 210 milioni di euro per il triennio 2009-2011 con l’area prioritaria di intervento che riguarda lo sviluppo
delle reti. Anche il Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energe-
tico ha destinato risorse significative per lo sviluppo delle reti di distribuzione nelle regioni del Sud
Italia con un accordo tra il MiSE ed Enel Distribuzione, che prevede lo stanziamento di 77 milioni
di euro per interventi sulla rete in media tensione, al fine di renderla più favorevole all’inserimento
della generazione da fotovoltaico.
2.5 Verso le reti attive: il ruolo del regolatore
Per quanto riguarda il quadro regolatorio nazionale, l’AEEG, dopo aver individuato nella GD il driver principale per lo sviluppo delle reti intelligenti, ha scelto di supportare lo sviluppo di SG attraverso i diversi provvedimenti illustrati nei paragrafi seguenti.
❑ 2.5.1 Regole tecniche e condizioni procedurali ed economiche di connessione
La quantità di GD installata sulle reti italiane è elevata e in costante aumento anche grazie al ruolo
attivo del regolatore. I provvedimenti più innovativi, e che più incidono sulla GD, riguardano le condizioni procedurali ed economiche, per richieste di connessione, e le regole tecniche di connessione. Più in generale, il quadro regolatorio relativo alla GD in Italia si può descrivere identificando
tre livelli: il primo relativo alla regolazione dell’accesso ai servizi di sistema (connessione alle reti
76
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
elettriche, trasporto dell’energia elettrica e dispacciamento), il secondo relativo alle modalità di cessione dell’energia elettrica prodotta e il terzo relativo ai regimi di incentivazione applicabili a certe
forme di produzione di energia elettrica. Le principali disposizioni regolatorie adottate dall’Autorità in materia di produzione di energia elettrica13 sono elencate nella Tabella 2.2, mentre le disposizioni che definiscono e regolano le condizioni relative agli impianti cogenerativi ad alto
rendimento e quelle che regolano le disposizioni relative alle incentivazioni delle fonti rinnovabili
sono indicate in Tabella 2.3.
Connessione alle reti elettriche
Condizioni procedurali ed economiche per richieste di connessione presentate dopo il 31 dicembre 2008
Ogni livello di tensione
•
•
Deliberazione ARG/elt 99/08 (TICA) e successive modifiche e integrazioni
(ARG/elt 125/10)
Modalità e condizioni contrattuali dei gestori di rete (MCC)
Regole tecniche per la connessione
Media e alta tensione
•
•
Deliberazioni ARG/elt 33/08 e ARG/elt 119/08 (per reti di distribuzione)
Codice di rete verificato dall’Autorità (per reti di trasmissione)
Bassa tensione
•
Regole tecniche di connessione delle imprese distributrici (fino a fine 2011)
Accesso e utilizzo della rete
Trasporto
•
Deliberazione n. 348/07
Dispacciamento
•
•
•
Deliberazione n. 116/06
Deliberazione ARG/elt 98/08 e ARG/elt 5/10 (dispacciamento eolico)
Codice di rete di Terna verificato dall’Autorità
Misura
Energia elettrica scambiata
con la rete
•
•
•
Deliberazione n. 348/07
Deliberazione ARG/elt 178/08
Deliberazione ARG/elt 107/09
Energia elettrica prodotta
•
Deliberazione n. 88/07
Cessione energia e scambio sul posto
Ritiro dedicato
•
Deliberazione n. 280/07
Scambio sul posto
•
•
Deliberazione n. 28/06 e relativi chiarimenti fino al 31/12/2008
Deliberazione ARG/elt 74/08 dall’1 gennaio 2009
Tabella 2.2 Principali disposizioni regolatorie adottate dall’Autorità in materia di produzione di energia elettrica
13
Applicate anche alla Generazione Diffusa.
77
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Fonti rinnovabili
Certificati Verdi
•
Deliberazioni ARG/elt 24/08, ARG/elt 10/09 e ARG/elt 3/10 (definizione del
prezzo medio di vendita dell’energia elettrica ai fini della definizione del valore di riferimento dei Certificati Verdi)
Conto energia
per il fotovoltaico
•
•
•
Deliberazione n. 188/05 (attuazione del DM 28 luglio 2005)
Deliberazione n. 90/07 (attuazione del DM 19 febbraio 2007)
Documento di consultazione 34/10 (attuazione del DM del 6 agosto 2010)
Conto energia per
il solare termodinamico
•
Deliberazione n. 95/08 (attuazione del DM 11 aprile 2008)
Tariffa fissa
onnicomprensiva per le
altre fonti rinnovabili
•
Deliberazione n. 1/09 (attuazione del DM 18 dicembre 2008)
Cogenerazione ad alto rendimento
Definizione di
cogenerazione
ad alto rendimento
•
•
•
•
Deliberazione
Deliberazione
Deliberazione
Deliberazione
n. 42/02
n. 296/05 (aggiornamento dei parametri di calcolo)
n. 307/07 (aggiornamento dei parametri di calcolo)
ARG/elt 174/09 (aggiornamento dei parametri di calcolo)
Controlli tecnici e sopralluoghi sugli impianti
•
•
Deliberazione n. 60/04
Deliberazione n. 215/04 (Regolamento tecnico)
Tabella 2.3 Condizioni relative agli impianti cogenerativi ad alto rendimento e disposizioni relative alle incen-
tivazioni delle fonti rinnovabili
2.5.1.1 Testo integrato delle connessioni attive – TICA
Le condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti, con obbligo di connessione di
terzi degli impianti di produzione, sono definite nel TICA [16], entrato in vigore il 1° gennaio 2009.
Il TICA definisce gli aspetti procedurali ed economici e prevede per la GD procedure di connessione alla rete semplificate. Infatti, in alcuni casi può succedere che gli impianti siano completati
prima che la connessione alla rete sia operativa, con grave danno per i produttori, che vedono allontanarsi nel tempo il rientro dell’investimento14.
Con il TICA l’Autorità ha regolato le condizioni economiche e procedurali: si tratta dell’iter relativo
alla richiesta di connessione, delle procedure messe in atto dai distributori e del corrispettivo che
il richiedente la connessione deve al distributore, che per gli impianti FER risultano particolarmente agevolate.
Lo scorso agosto l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha pubblicato sul proprio sito internet la
deliberazione ARG/elt 125/10, che ha aggiornato il Testo Integrato delle Connessioni Attive. Il
provvedimento, oltre a riorganizzare il testo in vigore, introduce alcuni elementi, frutto dell’espe-
14
Nel caso del fotovoltaico, il ritardo nella connessione può anche ridurre i ricavi dell’impianto stesso: infatti, il sistema at-
tuale di incentivi prevede una diminuzione del valore della tariffa incentivante, in relazione all’anno in cui l’impianto viene
messo in esercizio.
78
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
rienza degli operatori degli ultimi due anni, e alcune importanti novità, che riguardano anche le
richieste di connessione già in corso.
In particolare, l’Autorità ha introdotto nuovi elementi regolatori per:
a) la definizione di interventi finalizzati ad evitare l’occupazione della capacità di trasporto sulla
rete, nei casi in cui all’accettazione del preventivo non faccia seguito la concreta realizzazione
dell’impianto di produzione di energia elettrica;
b) l’analisi più puntuale delle procedure che prima non trovavano regolazione nel TICA, con particolare riferimento al coordinamento tra gestori di rete;
c) la definizione e la razionalizzazione delle procedure che, pur non essendo direttamente correlate alla connessione tecnica di un impianto di produzione alla rete, sono necessarie affinché
la connessione possa essere attivata; è stato introdotto un vero e proprio “pannello di controllo”
unico, realizzato e gestito da Terna nell’ambito del progetto Gaudì per gestire l’anagrafica degli
impianti di produzione di energia elettrica, atto ad evidenziare la sequenza delle attività da
svolgere e dove i vari soggetti coinvolti (impresa distributrice, GSE, richiedente la connessione/produttore, Terna) possono registrare i relativi esiti rendendo monitorabile e trasparente
la situazione in corso;
d) la definizione di principi finalizzati a garantire uno sviluppo più razionale del sistema elettrico, per
promuovere l’accesso alla rete degli impianti di produzione di energia elettrica, realizzati e di futura realizzazione, tali da garantire uno sviluppo più razionale del sistema elettrico, riducendo il
più possibile la presenza di impianti di utenza per la connessione, evitando la presenza di tratti
di impianti di utenza per la connessione condivisi, promuovendo soluzioni per cui un’unica stazione AT/MT venga utilizzata per la connessione di più utenti o per lo sviluppo di nuove linee MT.
Un punto importante del TICA (già dal 2009) è la definizione del corrispettivo di connessione, importo (corrispettivo) che l’utente deve pagare per collegare un impianto di produzione alla rete,
prestabilito in modo convenzionale. Il corrispettivo è definito come il minore tra i due importi seguenti (anche se la rete non è al livello di tensione prescelto o non è ancora presente):
A = [35 P + 90 P DA + 100] €
B = [4 P + 7,5 P DB + 6000] €
dove:
• DA: distanza in linea d’aria [chilometri] tra il punto di connessione e la cabina MT/BT del di-
stributore, in servizio da almeno cinque anni;
• DB: distanza in linea d’aria [chilometri] tra il punto di connessione e la stazione AT/MT del di-
stributore, in servizio da almeno cinque anni;
• P: potenza ai fini della connessione.
La definizione dei costi di connessione in modo convenzionale dà all’investitore la possibilità di conoscere in anticipo i costi di connessione alla rete. Tale trasparenza non era invece possibile con
la precedente Delibera 281/05, in cui i costi di connessione erano ottenuti solo dopo preventivo.
Il TICA stabilisce anche i tempi per la connessione e gli indennizzi automatici per i ritardi e le modalità di scelta del punto di connessione, rendendo più semplici le modalità di connessione alla rete,
anche in funzione degli iter autorizzativi.
79
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
2.5.1.2 Regole Tecniche di Connessione
Al fine di armonizzare le norme tecniche di connessione, particolarmente per i produttori, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha approvato una “Regola Tecnica di Connessione” per le reti
MT e AT (Delibera ARG/elt 33/08, con allegata la Norma CEI 0-16 ). Questa norma è stata concepita in ambito CEI e tiene conto di tutti i problemi tecnici sollevati dalle parti interessate (clienti,
produttori, distributori). Il risultato è una norma CEI obbligatoria, che definisce i criteri tecnici per
la connessione degli utenti alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale in corrente
alternata superiore a 1 kV e fino a 150 kV15. Per quanto riguarda il livello BT, una norma CEI (Progetto CEI 1058 [18]), che definisce i criteri tecnici per la connessione degli utenti alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale in corrente alternata fino a 1 kV compreso16, è in corso
di pubblicazione17. Entrambi i provvedimenti appena citati contengono già alcuni riferimenti all’evoluzione verso le reti attive.
Infatti, la Norma CEI 0-16 impone che i dispositivi volti a scollegare le unità di GD dalla rete siano
(obbligatoriamente) in grado di riceve i segnali dal DSO, attraverso un opportuno sistema di telecomunicazione, superando le limitazioni delle attuali logiche di anti-islanding e garantendo un funzionamento affidabile anche in presenza di grandi quantità di DG sulla rete.
Il progetto CEI 1058 ha ulteriormente evoluto e meglio definito le modalità di intervento del sistema di protezione di interfaccia e ha indicato ulteriori prescrizioni, al fine di favorire la regolazione della tensione da parte della DG, per mezzo di adeguati segnali forniti dai distributori.
❑ 2.5.2 Smart metering e prezzi differenziati
Con la Delibera n. 292/06 [19], l’AEEG ha introdotto, prevedendo requisiti minimi funzionali, e in
seguito aggiornato l’obbligo di installare contatori intelligenti, in grado di rilevare l’energia elettrica
attiva prelevata in ogni ora, in modo che i punti di prelievo con potenza disponibile superiore a 55
kW, corrispondenti a clienti del mercato libero, siano trattati su base oraria.
Entro la fine del terzo periodo regolatorio (2008-2011), infatti, ciascun distributore dovrà installare contatori intelligenti, presso tutti i consumatori in BT e MT. L’obbligo è stato esteso in modo
progressivo: si è partiti da una diffusione del 25% per il 2008, per arrivare al 65% per il 2009; al
90% per il 2010 (valore già superato) ed entro il 2011 al 95% dei consumatori.
I contatori intelligenti, e i sistemi preposti alla loro telegestione, garantiscono una serie di importanti prestazioni di base.
In primis consentono l’offerta di tariffe biorarie o multiorarie, che possono permettere una serie
di risparmi grazie ad un uso più intelligente dell’energia elettrica, modulato in funzione dei differenti prezzi orari. In secondo luogo permettono: di emettere fatture basate su effettivi consumi
(la cui integrità è garantita in modo continuativo da opportuni meccanismi di protezione e controllo); di migliorare e velocizzare i servizi commerciali resi alla clientela in occasione di subentri,
15
Le prescrizioni della norma si applicano per analogia anche ai limitatissimi casi di connessioni di utenti a Cabine Prima-
rie con livelli di tensione 220 kV MT, con riferimento alla sola connessione in antenna da CP.
16
Le prescrizioni della norma si applicano sia alle connessioni monofase sia alle connessioni trifase.
17
Nel frattempo si applicano le disposizioni del singolo distributore.
80
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
volture, cambi della potenza contrattuale o del piano tariffario; infine, di rendere più veloce il passaggio da un fornitore di energia elettrica ad un altro. Proprio la diffusione dei contatori intelligenti
ha permesso la definizione (Delibera ARG/elt 22/10 [20]) di uno strumento di gradualità per l’applicazione ai clienti domestici, serviti in maggior tutela di corrispettivi di vendita differenziati per
fasce orarie.
Dal 1° luglio del 2010, per i consumatori dotati di nuovi contatori elettronici riprogrammati (20 milioni nel dicembre 2010), in grado cioè di misurare i consumi nelle diverse fasce orarie “F1”, “F2”,
“F3”, e che intendono continuare a utilizzare i prezzi di riferimento fissati dall’Autorità, è entrato
in vigore – progressivamente e in modo automatico – il nuovo sistema di prezzi biorari: un prezzo
più elevato nella fascia di punta (F1) e un prezzo inferiore nelle fasce non di punta (F2 e F3).
❑ 2.5.3 Veicoli elettrici
I veicoli elettrici sono destinati a svolgere un ruolo importante nel (e per il) futuro delle reti attive.
L’infrastruttura di ricarica avrà bisogno di nuovi investimenti e di specifiche tecnologie ICT la cui
implementazione è necessaria per ottimizzarne le prestazioni; in questo contesto l’Autorità è intervenuta su più punti:
• prevedendo (Delibera ARG/elt 56/10 [21]) la possibilità che nelle abitazioni private e loro pertinenze, o negli spazi condominiali, sia possibile richiedere al proprio fornitore di energia elettrica più punti di fornitura, ognuno con un contatore, destinati espressamente all’alimentazione
di veicoli elettrici;
• prevedendo (Delibera ARG/elt 242/10 [22]) agevolazioni tariffarie per sei progetti pilota per la
sperimentazione di sistemi di ricarica pubblica dei veicoli elettrici.
❑ 2.5.4 La Delibera 39/10: incentivi per le Smart Grid
Un ulteriore provvedimento intrapreso dall’Autorità relativo alla GD e in particolare alle reti attive
è la recente Delibera ARG/elt 39/10 [23], con la quale, il regolatore italiano – con scelta d’avanguardia rispetto ad altri contesti europei – ha scelto di spingere per lo sviluppo delle SG, offrendo
incentivi per la presentazione di progetti innovativi in reti attive. È infatti opinione ormai consolidata che un reale progresso nella direzione delle reti del futuro possa iniziare soltanto mettendo
in campo iniziative che coinvolgano reti reali, con clienti finali e utenti attivi (carichi e generatori),
in modo da provare nella realtà le soluzioni sinora studiate in teoria, e sperimentate in laboratorio. Si tratta quindi di entrare in una fase di “field test”, se non di vero e proprio “deployment” (seppure, ovviamente, su scala ridotta). Le imprese di distribuzione elettrica hanno presentato, entro
il 30 settembre 2010, progetti con applicazione reale, finalizzati alla ristrutturazione della rete elettrica di propria competenza (o di una parte di essa) ottenendo una remunerazione maggiorata
degli investimenti. Infatti, i progetti pilota non verranno finanziati in conto esercizio o conto capitale, ma tramite un incentivo tariffario (+2% della quota di capitale investita per 12 anni) che garantisce un rendimento maggiorato rispetto a chi investe in reti tradizionali18.
18
La remunerazione per chi investe in reti tradizionali è del 7%, per chi investirà nei progetti pilota Smart Grid sarà del 9%.
81
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Per usufruire del trattamento incentivante, i progetti pilota devono soddisfare alcuni requisiti fondamentali, di seguito elencati:
• rappresentare una concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzione MT in esercizio;
• interessare una porzione di rete MT attiva: linee MT con inversione dei flussi per almeno l’1%
dell’anno19;
• prevedere un sistema di controllo/regolazione della tensione20 della rete e un sistema di registrazione automatica degli indicatori rilevanti;
• utilizzare protocolli di comunicazione non proprietari;
• garantire il rispetto delle normative vigenti, in particolare circa la qualità del servizio.
Inoltre, le iniziative proposte dai distributori possono prevedere un sistema di comunicazione bidirezionale con i clienti finali per la sperimentazione di modalità di demand response attraverso
segnali di prezzo; o un sistema di storage, in particolare in combinazione con fonti rinnovabili intermittenti o con installazioni di ricarica, anche bidirezionale, di veicoli elettrici; o un sistema di controllo congiunto di produzione da fonti rinnovabili e di produzione tradizionale o di carichi tale, da
assicurare un profilo netto di immissione regolare e prevedibile21.
I benefici saranno valutati sulla base di un indicatore che tenga conto di:
• numero di punti di connessione di utenze attive coinvolti nel progetto;
• aumento dell’energia immettibile in rete da DG, rispetto alla rete gestita nelle condizioni precedenti gli interventi;
• presenza anche contemporanea dei requisiti facoltativi e/o partecipazione degli impianti di GD
alla regolazione della tensione;
• impiego di sistemi di comunicazione finalizzati allo scambio di informazioni tra DNO e utenti della
rete, che adottino tecniche e protocolli di comunicazione standard, consolidate e trasparenti.
La graduatoria delle richieste è stata stilata sulla base del rapporto tra l’indicatore dei benefici e il
costo del progetto pilota. In accordo con il documento redatto dal nucleo della commissione di
esperti (Determina 7/10 Allegato B), l’indicatore dei benefici (IB) è il prodotto tra il punteggio tecnico del progetto e la potenza immettibile in rete da GD, in seguito all’intervento per il quale è stato
richiesto il trattamento incentivante:
I diversi benefici sono raggruppati nei seguenti quattro ambiti di valutazione.
• A1. Dimensione del progetto dimostrativo
L’ambito di valutazione A1 considera il numero delle utenze attive coinvolte, la dimensione dell’area interessata alla sperimentazione e gli effetti del progetto sull’incremento della produzione da GD e FER.
19
L’inversione di flusso è quindi utilizzata come indicatore chiave delle criticità introdotte dalla GD e della possibile “atti-
vità” della rete.
20
In questo modo si integra la GD nei sistemi di regolazione di tensione, diversamente da quanto fatto finora.
21
Questi ultimi, in particolare, sono alcuni dei requisiti facoltativi che i progetti pilota possono presentare.
82
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
• A2. Grado di innovazione del progetto dimostrativo
L’ambito di valutazione A2 considera i benefici relativi al grado di innovazione che il progetto
pilota è in grado di introdurre nel sistema di distribuzione, con riferimento alla capacità di aggregazione della GD e delle FER, finalizzate alla regolazione di tensione e all’uniformità del diagramma di produzione, all’impiego di sistemi per la comunicazione, il controllo e la gestione
delle reti di distribuzione.
• A3. Fattibilità del progetto dimostrativo
L’ambito di valutazione A3 considera i tempi di realizzazione del progetto e l’impatto sulla qualità del servizio. Si ritiene non realizzabile o scarsamente realizzabile un progetto che possa portare a un decremento a regime dei livelli di continuità a oggi raggiunti nella rete oggetto della
sperimentazione.
• A4. Replicabilità su larga scala del progetto dimostrativo
L’ambito di valutazione A4 considera gli elementi maggiormente sensibili rispetto al requisito
di riproducibilità su larga scala delle soluzioni tecniche prospettate nel progetto pilota.
È importante sottolineare che tutti i risultati ottenuti saranno resi pubblici, per permettere la disseminazione delle esperienze e una più realistica valutazione dei risultati.
Quest’ultimo requisito (la disseminazione pubblica dei risultati), unito al fatto, ancora più importante, che il finanziamento di simili iniziative avvenga tramite le tariffe e non grazie a fondi destinati alla ricerca, ci porta verso una dimensione nuova, sinora poco esplorata.
Si tratta infatti di indagare, in maniera approfondita e con concretezza operativa, quale sia la reale
sostenibilità – dal punto di vista sistemico (e, in particolare, dell’utente finale, che, in ultima analisi, ne sopporta i costi) – dell’evoluzione prospettata verso il nuovo paradigma delle reti intelligenti.
La fase di selezione si è conclusa il 10 febbraio 2011 quando è stata pubblicata sul sito dell’Autorità la Delibera ARG/elt 12/11 contenente l’ammissione al trattamento incentivante (istituito con
la Delibera ARG/elt 39/10) di otto progetti pilota relativi a reti attive (SG).
I progetti ammessi all’incentivo sono riportati nella seguente graduatoria di merito.
Posizione
Titolo
1
A2A
2
CP Lambrate
Impresa distributrice
Indice dei benefici
A2A Reti Elettriche S.p.A.
65
ASM Terni
ASM Terni S.p.A.
68
3
A2A
A2A Reti Elettriche S.p.A.
65
4
ACEA Distr.
Acea Distribuzione S.p.A.
71
5
ASSM Tolentino
Assm S.p.A.
66
6
ENEL Distr.
ENEL Distribuzione S.p.A.
96
7
Deval
Deval S.p.A.
68
8
A.S.SE.M. San Severino Marche A.S.SE.M. S.p.A
CP Gavardo
CP Carpinone
CP Villeneuve
64
Tabella 2.4 Graduatoria di merito dei progetti pilota Smart Grid
83
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Il progetto di Enel Distribuzione ha conseguito il maggior punteggio in termini di innovazione tecnologica (96 punti su 100) e risulta di particolare interesse per uno sviluppo prospettico sull’intera
rete assicurando, oltre a una maggiore capacità di accoglimento della GD (tratto comune a tutti i
progetti ammessi), anche una gestione affidabile e sicura del sistema elettrico e un miglioramento
della qualità del servizio, con evidenti benefici per tutti gli utenti.
Tutti i progetti presentati prevedono, inoltre, lo sviluppo di supporti di comunicazione (ICT) nonché di tecnologie e sistemi di automazione, protezione e controllo delle reti attive MT nella prospettiva delle SG.
Box 2.1. Sul mercato dell’energia (tratto dal sito del Gestore del Mercato Elettrico)
Il mercato elettrico in Italia nasce per effetto del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79
(D.lgs. n. 79/99), nell’ambito del processo di recepimento della direttiva comunitaria sulla
creazione di un mercato interno dell’energia (96/92/CE); la borsa dell’energia è operativa
a partire dal 1° aprile 2004 e ha subito, ad oggi, una serie di sviluppi che hanno portato alla
definizione del quadro delineato nella figura seguente:
La borsa dell’energia è suddivisa in un “Mercato a Termine” (MTE: sede delle negoziazioni
per contratti a termine dell’energia elettrica con obbligo di consegna e di ritiro) e in un
“Mercato a Pronti” (MPE).
A sua volta il Mercato Elettrico a Pronti è articolato in un Mercato del Giorno Prima (MGP),
in un Mercato Infragiornaliero (MI) e nel Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD).
Il Mercato del Giorno Prima (MGP) ha per oggetto la contrattazione di energia tramite offerta di vendita e di acquisto. Il MGP si svolge in un’unica sessione in asta implicita relativa
al giorno successivo; su tale mercato gli operatori presentano offerte nelle quali indicano
la quantità e il prezzo massimo/minimo al quale sono disposti ad acquistare/vendere. Alla
chiusura del mercato il prezzo è determinato, per ogni ora, dall’intersezione della curva di
domanda e di offerta e si differenzia da zona a zona in presenza di limiti di transito saturati.
Il Mercato Infragiornaliero (MI) ha per oggetto – tramite offerte di vendita e di acquisto –
la contrattazione delle variazioni di quantità di energia rispetto a quelle negoziate sul MGP.
Il MI si articola in due aste implicite, che si svolgono con orari di chiusura diversi e in successione; come precedentemente introdotto tale mercato trova la sua motivazione nel con-
84
Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori
sentire agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti nel MGP attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita.
Il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD), articolato in MSD ex ante e Mercato di Bilanciamento (MB), ha per oggetto l’approvvigionamento da parte di Terna delle risorse necessarie per il servizio di dispacciamento, ossia per la gestione e il controllo del sistema, la
risoluzione delle congestioni intrazonali, la creazione delle riserve di energia e il bilanciamento in tempo reale.
La rete elettrica trova una rappresentazione semplificata nei mercati MGP e MI, ossia una
rappresentazione in cui il sistema nazionale è schematizzato a zone con vincoli predefiniti
di transito minimo e massimo: tali mercati hanno infatti l’obiettivo di catalizzare il sistema
verso una convergenza ad una soluzione efficiente (a basso costo).
Viceversa durante il MSD l’operatore nazionale (TERNA) elabora i risultati conseguiti da MGP
e MI, introducendo una rappresentazione esplicita della rete elettrica, con il fine di verificare l’operabilità e la sicurezza del sistema elettrico nazionale, attuando delle correzioni ai
vari programmi di produzione/consumo sia ex-ante (ossia il giorno precedente per il successivo) sia in tempo reale, andando a controllare l’effettivo punto di funzionamento ed,
eventualmente, acquisendo risorse per garantire il bilanciamento energetico.
BIBLIOGRAFIA
[1] J. de Joode, A.J. van der Welle, J.J. Jansen “Business models for DSOs under alternative regulatory regimes” Report ECN Energy research Centre fhe Netherlands ECN-E—07-038, 2007.
Disponibile su: http://www.ecn.nl/docs/library/report/2007/e07038.pdf
[2] L. Meeus, M. Saguan, JM. glachant, R. Belmans, “Smart Regulation for Smart Grids”, EUI
Working Paper RSCAS 2010/45, 2010. Disponibile su:
http://www.smartgrids-cre.fr/media/documents/regulation/10_FSR_Smart_regulation.pdf
[3] “Position Paper on Smart Grids”, ERGEG E10-EQS-38-05, Giugno 2010.
[4] “Long-Term Electricity Network Scenarios (LENS) – final report” Ofgem, Novembre 2008. Disponibile su: http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/Archive/ElecTrans/LENS/Documents1/081107Ofgem_letter.pdf
[5] The European Electricity Grid Initiative (EEGI) Roadmap 2010-18 and Detailed Implementation Plan 2010-12, Maggio 2010.
[6] Direttiva 2004/22/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 31 marzo 2004 relativa agli
strumenti di misura.
[7] 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 e recante abrogazione della direttiva 93/76/CEE del Consiglio.
85
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
[8] J. Vasconcelos “Survey of Regulatory and Technological Developments Concerning Smart Metering in the European Union Electricity Market “, EUI Working Paper RSCAS 2008/01, 2008. Disponibile su: http://cadmus.eui.eu/bitstream/handle/1814/9267/RSCAS_PP_08_01.pdf?sequence=2
[9] 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 e che abroga la direttiva 2003/54/CE.
[10] B. Haney, T. Jamasb, M.G. Pollitt, “Smart Metering and Electricity Demand: Technology, Economics and International Experience,” Cambridge Working Papers in Economics 0905, Faculty of Economics, University of Cambridge, 2009.
[11] S. Darby “The effectiveness of feedback on energy consumption” Working Papers Environmental Change Institute, University of Oxford (2006).
Disponibile su: http://www.eci.ox.ac.uk/research/energy/downloads/smart-metering-report.pdf
[12] CRA, 2005. “Primer on Demand-side Management” CRA Report.
[13] S. Atkinson Reshaping residential electricity load curves through time-of-use pricing. Re-
sources and Energy 3, 175-194. North Holland Publishing Company, 1981.
[14] K. Herter “Residential implementation of critical-peak pricing of electricity”. Energy Policy 35
(2007): 2121-2130. 2007.
[15] H. Allcott, “Rethinking Real Time Electricity Pricing” Working Papers from Massachusetts Institute of Technology, Center for Energy and Environmental Policy Research (2009).
[16] TICA: Testo Integrato delle Condizioni Tecniche ed Economiche per la Connessione alle Reti
con Obbligo di Connessione di Terzi degli Impianti di Produzione – Allegato A alla delibera
ARG/elt 99/08 – versione integrata e modificata dalle deliberazioni ARG/elt 179/08 e 205/08.
[17] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle
reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica”, Edizione 2008.
[18] Progetto CEI 1058 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi
alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica”.
[19] Delibera n. 292/06 “Direttive per l’installazione di misuratori elettronici di energia elettrica
predisposti per la telegestione per i punti di prelievo in bassa tensione”.
[20] Delibera ARG/elt 22/10 “Definizione di uno strumento di gradualità per l’applicazione ai clienti
domestici serviti in maggior tutela di corrispettivi di vendita differenziati per fasce orarie”.
[21] Delibera ARG/elt 56/10 “Disposizioni in materia di connessioni per l’alimentazione di pompe
di calore a uso domestico e di veicoli elettrici. Modificazioni dell’Allegato A e dell’Allegato B
alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07”.
[22] Delibera ARG/elt 242/10 “Disposizioni speciali per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura e del servizio di dispacciamento ai fini della sperimentazione di sistemi
di ricarica pubblica dei veicoli elettrici”.
[23] Delibera 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”.
86
C a p i to l o 3
La Generazione Diffusa come driver
per le reti attive
(focus sul panorama italiano)
d i Marco Merlo e Valeria Olivieri
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
3.1 Generalità
L’innovazione che negli ultimi anni ha maggiormente inciso sulle reti di distribuzione e sui sistemi
elettrici più in generale, specialmente nel contesto nazionale, ma anche a livello internazionale, è
di certo costituita dalla Generazione Diffusa (GD). Il soddisfacimento del fabbisogno energetico
mondiale, in costante crescita, sempre più problematico a causa delle forti oscillazioni dei prezzi
delle fonti energetiche convenzionali e per la necessità di ridurre le emissioni inquinanti e climalteranti, sta portando a un grande cambiamento nella configurazione dei sistemi elettrici: la generazione di energia elettrica, tradizionalmente effettuata in grandi siti centralizzati, afferenti alle
reti di trasmissione, sta oggi sempre più coinvolgendo anche impianti di taglia medio-piccola, da
connettere alle reti di distribuzione, in prossimità degli utenti. Questa massiccia penetrazione della
GD nel sistema elettrico, e in particolare nelle reti di distribuzione in media e bassa tensione, impone un ripensamento delle modalità di gestione di tali reti, che devono passare da “passive” ad
“attive”. Per quanto attiene la protezione, la gestione e la regolazione della rete elettrica di distribuzione, l’avvento della GD richiede una vera e propria rivoluzione concettuale, in quanto il sistema
è stato concepito nell’ottica di flussi energetici unidirezionali, dalla rete di alta tensione (trasmissione) verso quella di media e, successivamente a un livello ancora più capillare, verso quella di
bassa tensione (distribuzione). Per consentire un reale apporto della GD al complessivo sistema
elettrico, assume una rilevanza primaria lo sviluppo di nuove modalità di protezione, gestione e
automazione delle reti. In particolare, risulta di interesse passare a una gestione attiva della rete
di distribuzione (Smart Grid) implementando sistemi di comunicazione e controllo, che permettano
di superare l’attuale approccio fit&forget e di aumentare l’utilizzo delle FER e lo sviluppo della GD.
Tutte le sperimentazioni e gli incentivi già in atto in ambito SG vanno, infatti, in questa direzione:
l’aumento dell’energia immettibile in rete da GD è tra i benefici principali dei progetti pilota e il risultato finale quantitativo da massimizzare. Due esempi, già citati nel Capitolo 2, sono la Delibera
ARG/elt 39/10 e il Bando Europeo NER300, in cui l’ammissibilità degli investimenti è valutata in relazione alle potenzialità di sviluppo della GD e alla quantità complessiva prevista di energia prodotta da FER. Recentissimamente, il decreto legislativo approvato il 3 marzo dal Consiglio dei
Ministri, “Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”, introduce incentivi per lo sviluppo delle reti di distribuzione nell’ottica delle SG. In particolare,
l’articolo 18 (comma 1) stabilisce che ai distributori di energia elettrica, che effettuano interventi
di ammodernamento secondo i concetti di SG, spetta una maggiorazione della remunerazione del
capitale investito per il servizio di distribuzione1, individuando nella GD un aspetto essenziale dell’evoluzione delle reti elettriche verso le SG2.
A questa prospettiva è dedicato il seguito del capitolo che descrive, in modo approfondito, l’impatto della GD sul complessivo sistema elettrico, e in particolare sulle reti elettriche di distribuzione.
1
Tali interventi consistono, prioritariamente, in sistemi per il controllo, la regolazione e la gestione dei carichi e delle unità
di produzione, ivi inclusi i sistemi di ricarica di auto elettriche.
2
Il medesimo articolo 18, comma 2, demanda all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas la definizione delle caratteristiche
degli interventi e dei conseguenti incentivi.
88
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Inizialmente sono dati alcuni cenni sulle ricadute della GD, a livello di complessivo sistema elettrico3; si passerà poi a descrivere, con maggior dettaglio, i problemi tecnici che la GD stessa causa.
I dati disponibili circa il livello di tensione delle reti in cui viene immessa l’energia (Capitolo 1) giustificano la scelta di effettuare tutte le analisi in relazione ai diversi livelli di tensione delle reti. In
particolare, poiché la rete AT italiana ha una struttura molto avanzata e non richiede evoluzioni
sostanziali, a seguito di un aumento delle fonti energetiche rinnovabili ad essa connesse, le analisi relative alla AT saranno limitate (paragrafo 3.2, in cui si tratteggiano gli impatti sul complessivo sistema elettrico), per lasciare più spazio alla valutazione dell’impatto (tecnico ed economico)
della GD4 sulle reti di distribuzione MT e BT, che rappresenta, ad oggi, il problema più critico (paragrafo 3.3).
3.2 Impatto della Generazione Diffusa sul sistema elettrico nazionale
L’impatto della GD (o, più correttamente, delle FER) sul complessivo sistema elettrico è legato
principalmente a un incremento dei costi di incentivazione, di investimento, di O&M, e dei costi di
produzione del parco tradizionale indotti dalla non programmabilità di gran parte degli impianti di
piccola e media taglia, sia che si tratti di impianti che funzionano con fonti energetiche rinnovabili (FER) di tipo intermittente (ad esempio eolico, fotovoltaico, impianti idroelettrici ad acqua
fluente), sia di impianti cogenerativi, la cui produzione elettrica è condizionata dalla produzione di
calore che essi devono garantire. Infatti, la generazione da fonte energetica convenzionale deve
far fronte ai maggiori vincoli posti al sistema elettrico dalla generazione di tipo aleatorio, garantendo maggiore flessibilità, con un incremento dei costi di produzione, come di seguito sinteticamente illustrato.
❑ 3.2.1 Costi di incentivazione
Per quanto riguarda i costi di incentivazione, all’interno delle FER è necessario distinguere tra FER
diverse dal fotovoltaico e il fotovoltaico. Al fine di assicurare un adeguato sviluppo delle FER diverse dal fotovoltaico, la Legge Finanziaria 2008 ha riformato il sistema di incentivazione precedentemente in vigore, prevedendo l’assegnazione di un numero di Certificati Verdi per MWh
prodotti, differenziati tra le diverse fonti rinnovabili (eolica offshore, geotermica, a moto ondoso
e mareomotrice, idraulica, a biomasse). Per quanto riguarda il fotovoltaico, è invece in vigore il
sistema di incentivazione stabilito dal Conto Energia, che dal 2011 ha una nuova formulazione5.
Alla base di tale scelta c’è la considerazione che quasi tutte le FER sono sfruttabili attraverso l’impiego di tecnologie non ancora mature e quindi non ancora competitive rispetto alle fonti energe-
3
Le fonti energetiche rinnovabili collegate alle reti di distribuzione prendono il nome di Generazione Diffusa. Nel seguito
ci si riferirà quindi in termini generici alla GD, identificando sulle reti di distribuzione un limite unitario di potenza installabile pari a 10 MW.
4
In linea con la definizione di GD introdotta nel Capitolo 1, tutte le FER collegate alle reti di distribuzione MT o BT pren-
dono il nome di GD.
5
Decreto del 6 agosto 2010 del Ministero dello Sviluppo Economico “Incentivazione della produzione di energia elettrica
mediante conversione fotovoltaica della fonte solare”, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 24 Agosto 2010.
89
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
tiche tradizionali. La politica di sostegno alle FER tiene anche conto, però, di un’auspicabile progressivo calo dei costi, dovuta al combinarsi di progresso tecnologico ed effetto scala; quindi prevede meccanismi di riduzione temporale degli incentivi, come meglio precisato nel Box 3.1.
Box 3.1 Incentivi per il fotovoltaico
Il sistema di incentivazione dedicato al fotovoltaico (Conto Energia), introdotto dalla Direttiva
2001/77/CE, recepita in Italia dal D.Lgs. 387 del 2003, è stato normato prima attraverso il Decreto Attuativo 28 luglio 2005 e successivamente con il DM 19 febbraio 2007, che ha introdotto
il meccanismo noto con il nome di Secondo Conto Energia, valido fino al 31 dicembre 2010. Il
sistema di incentivazione è stato aggiornato con il DM 6 agosto 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 24 agosto 2010, che ha riformulato il meccanismo e le tariffe a partire dal
1° gennaio 2011 e fino a tutto il 2013 (Terzo Conto Energia). Lo schema di incentivazione vigente tende a riflettere i reali costi delle tecnologie e seguire la loro diminuzione nel tempo:
gli incentivi sono infatti maggiori nel caso di impianti integrati con caratteristiche innovative e
nel caso di impianti a concentrazione. Inoltre, il decreto prevede la riduzione, nel primo anno
di applicazione con cadenza quadrimestrale e poi annuale degli incentivi; infine il decreto ha
previsto limiti massimi per la potenza incentivabile (3000 MW per impianti realizzati su edifici
o a terra senza caratteristiche innovative; 300 MW per impianti architettonicamente integrati
con caratteristiche innovative; 200 MW per impianti fotovoltaici a concentrazione).
Gli incentivi riconosciuti al fotovoltaico sono interamente posti a carico della componente tariffaria A3 (e quindi ricadono esclusivamente sul settore elettrico, e non sulla fiscalità generale, come accade invece in altre realtà). Recentemente, nella sua relazione annuale al
Parlamento, sullo stato del mercato dell’energia elettrica e del gas naturale e sullo stato di
utilizzo e integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, l’AEEG ha evidenziato alcune criticità relative all’impatto sui clienti finali del sistema in vigore. L’elevato valore degli
incentivi ha, infatti, portato a una forte crescita del numero di impianti fotovoltaici. A oggi
si stima che, se tutti gli impianti per i quali i lavori sono già stati terminati entreranno in esercizio entro il 30/06/2011, vi saranno circa 180.000 impianti fotovoltaici, per una potenza installata di 6500 MW, una producibilità di 8 TWh e un conseguente costo per il sistema
elettrico prossimo ai 3 miliardi di euro annui. Se a tali impianti si aggiungono i 3000 MW previsti per effetto del decreto 6 agosto 2010, sarà raggiunto entro il 2013 l’obiettivo previsto
dal Piano di Azione Nazionale per il 2020 (8000 MW di impianti fotovoltaici installati). Questa situazione è solo apparentemente virtuosa: da una parte, l’energia fotovoltaica prodotta
da tali impianti sostituirà, con sette anni di anticipo rispetto al previsto, energie primarie il
cui impiego è ritenuto climalterante; dall’altra, vi è il rischio che vengano incentivate tecnologie più costose e meno efficienti rispetto a quelle che potrebbero svilupparsi nei prossimi
anni. Data la struttura (a diminuire nel tempo) del meccanismo incentivante, l’unica conseguenza certa è un maggior costo per gli utenti del sistema elettrico.
90
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Anche il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) segnala che i valori dell’incentivazione al fotovoltaico sono particolarmente elevati nel nostro Paese: sono presentati confronti con altre
realtà europee all’avanguardia nell’impiego delle energie rinnovabili, come la Germania, dai
quali risultano disparità evidenti.
L’incentivazione del fotovoltaico è quindi al centro di molte polemiche, in questa direzione,
il già citato decreto legislativo del 3 Marzo contiene il riordino degli incentivi alle fonti rinnovabili e il recepimento della Direttiva 2009/28/CE. In particolare, nell’articolo 25 comma
9 è stabilito che le disposizioni del decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 6
agosto 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 197 del 24 agosto 2010, si applicano alla
produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici, che entrino in esercizio entro
il 31 maggio 2011; mentre il comma 10 stabilisce che l’incentivazione della produzione di
energia elettrica da impianti solari fotovoltaici, che entrino in esercizio successivamente al
31 maggio 2011, sarà disciplinata con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, da
adottare, di concerto con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Mare, sentita la Conferenza Unificata di cui all’articolo 8 del D.Lgs., 28 agosto 1997, n. 281, entro il 30 aprile
2011, sulla base dei seguenti principi:
• determinazione di un limite annuale di potenza elettrica cumulativa degli impianti fotovoltaici che possono ottenere le tariffe incentivanti;
• determinazione delle tariffe incentivanti tenuto conto della riduzione dei costi delle tecnologie e dei costi di impianto e degli incentivi applicati negli stati membri dell’Unione
Europea;
• previsione di tariffe incentivanti e di quote differenziate sulla base della natura dell’area
di sedime;
• applicazione delle disposizioni dell’articolo 7 del D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, in
quanto compatibili con il presente comma.
❑ 3.2.2 Costi per il mantenimento di un’adeguata capacità di tipo programmabile
Il secondo problema da analizzare è legato ai costi per il mantenimento di un’adeguata capacità
di tipo programmabile. La presenza di una significativa capacità di generazione di tipo aleatorio
richiede infatti che il sistema elettrico disponga di un’adeguata capacità programmabile (ad esempio: impianti termoelettrici), in modo da garantire la copertura del carico anche quando gli impianti
del primo tipo, per ragioni ad esempio meteorologiche, non sono in grado di fornire l’energia richiesta. In generale questa situazione comporta un sottoutilizzo della capacità installata di tipo programmabile, che funziona per un minor numero di ore, in virtù della quota di energia coperta dalla
produzione aleatoria. Questa situazione determina un incremento dei costi di produzione delle
unità programmabili, che devono essere compensati da un incremento del prezzo dell’energia
nelle ore in cui tali unità producono, oppure tramite la remunerazione diretta della disponibilità di
capacità di produzione (capacity payment).
91
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
❑ 3.2.3 Costi per l’incremento del margine di riserva rotante
Allo stesso modo, l’accresciuto grado di aleatorietà della produzione, dovuto a una significativa penetrazione delle FER da fonti intermittenti, va compensato con una maggiore quantità di riserva
rotante, cioè di potenza disponibile a produrre energia nel giro di pochi minuti (fino a 15 minuti),
per far fronte ad una imprevista riduzione di produzione da parte della capacità aleatoria. Questa
situazione comporta maggiori esborsi, da parte dell’operatore di sistema Terna (esborsi che sono
poi ribaltati sui consumatori), nell’acquisire sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD, vedi
Box Capitolo 2) le risorse necessarie per garantirsi l’adeguato margine di riserva rotante. Inoltre,
un più ampio margine di riserva rotante implica anche che un maggior numero di impianti termoelettrici funzioni a carico parziale, con rendimenti di conversione inferiori e un maggior consumo di
combustibile, che si traduce in più alti costi di produzione (e quindi in più alti prezzi dell’energia
pagati dall’utente) e in conseguenti maggiori emissioni di CO2, a parziale riduzione dei corrispondenti benefici derivanti dallo sfruttamento delle fonti rinnovabili.
In questa direzione, sarebbe possibile attenuare l’incremento del margine di riserva dovuto alla
produzione aleatoria attraverso alcuni interventi regolatori, corredati da sviluppi tecnologici, quali
ad esempio:
• accorciare l’intervallo che intercorre tra la chiusura del MSD e la fornitura dell’energia, per effettuare previsioni più accurate della produzione da FER;
• migliorare le tecniche di previsione a breve termine della produzione da FER6;
• introdurre un sistema di incentivi/disincentivi che spinga i produttori da FER a una corretta
previsione a breve termine della produzione dei loro impianti7, in modo da ridurre gli scostamenti tra valore previsto e potenza generata (oggi gli impianti di produzione da fonti rinnovabili di tipo aleatorio hanno priorità di dispacciamento e non sono penalizzati per gli scostamenti
tra previsione e produzione).
I suddetti interventi regolatori devono tuttavia essere attentamente valutati in quanto hanno effetti sia sulla definizione dei programmi degli impianti termoelettrici (problema dello unit commit-
ment), sia sulle possibili limitazioni imposte agli impianti da fonti rinnovabili (che oggi hanno, come
detto, priorità di dispacciamento).
❑ 3.2.4 Costi per lo sbilanciamento
Un ultimo costo di sistema dovuto all’aumento della GD sulle reti di distribuzione riguarda lo sbilanciamento. Le variazioni della produzione da fonte aleatoria provocano sbilanciamenti tra produzione e consumo, che devono essere compensati dalla riserva: gli impianti programmabili che
hanno messo a disposizione una parte della loro capacità di produzione per la riserva sono quindi
chiamati a variare il loro punto di lavoro per far fronte allo squilibrio causato da tali variazioni
6
Un primo passo in questa direzione è costituito dalla Delibera AEEG n. 351/07.
7
Un primo esempio (poi non attuato) era contenuto nel già citato DM del 6 agosto 2010 (art. 2 “Sistemi con profilo di scam-
bio prevedibile”).
92
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
aleatorie. In questo caso i costi per il bilanciamento (ovvero quanto pagato agli impianti per la variazione del proprio punto di lavoro) non sono imputati ai soggetti che ne sono causa (i proprietari degli impianti non programmabili), ma sono ”socializzati”, cioè ripartiti tra tutti i consumatori.
3.3 Impatto della Generazione Diffusa sulle reti di distribuzione
Dopo aver analizzato in modo qualitativo i problemi che la GD comporta sul complessivo sistema
elettrico italiano, in questo paragrafo, si descrivono, in modo più approfondito e attraverso analisi quantitative, i problemi legati all’impatto della GD sulle reti di distribuzione. Con riferimento al
contesto nazionale è possibile osservare che le reti di trasmissione e distribuzione in Italia sono
sviluppate mediamente meglio che nel resto d’Europa; in particolare, la rete AT italiana (che dal
2009 è tutta di proprietà di Terna) ha una struttura molto avanzata: è magliata per consentire la
massima affidabilità, le protezioni sono sofisticate e ridondate, ha una rete di comunicazione dedicata, costituisce un sistema completamente controllato e automatizzato. È quindi possibile affermare (semplificativamente) che, a differenza di altri Paesi europei, la rete AT italiana è già
smart e può facilmente connettere ulteriori generatori8 senza richiedere nuovi interventi. Ciò implica che d’ora in avanti ci si riferirà sempre alle reti di distribuzione MT e BT, poiché, sebbene esistano delle zone nel centro-sud Italia dove l’eolico causa notevoli problemi sulla rete di
trasmissione9, in generale una maggiore penetrazione delle FER sulle reti AT non comporta evoluzioni sostanziali sulle reti medesime. Per questo motivo il resto del capitolo è dedicato alle reti
di distribuzione, in particolare alle reti MT, sulle quali risulta installata la maggiore quantità di GD
(circa il 76% come mostrato nel Capitolo 3, Figura 1.16): il paragrafo sulle reti MT illustra, con particolare dettaglio, tutte le modalità di analisi della hosting capacity, applicate poi anche alle reti
BT, di cui si riportano solo i risultati ottenuti su un campione ridotto.
L’impatto della GD sulle reti di distribuzione è di tipo sia tecnico che economico. Mentre i problemi
di natura tecnica10 riguardano diversi aspetti della rete di distribuzione (trattati nei successivi paragrafi), quelli di natura economica sono legati prevalentemente alle perdite di potenza attiva (o,
in generale, all’efficienza della rete elettrica), che vengono tipicamente citate come uno dei parametri rispetto ai quali l’apporto di GD risulta di certo positivo (cfr. box “Perdite di rete e GD”).
❑ 3.3.1 Reti di distribuzione MT
La penetrazione della GD sulle attuali reti di distribuzione in media tensione non è esente da una
serie di problematiche tecniche, dovute non solo al fatto che le reti di distribuzione sono gestite
come reti passive, cioè senza iniezione di potenza attiva dall’utente verso la rete, ma anche alla
struttura stessa delle reti, ai valori delle correnti di guasto, e, non da ultimo, alla quantità dei flussi
di potenza per cui sono state sviluppate, sia in termini di regime di funzionamento, sia rispetto a
transitori di inserzione/disinserzione di unità di generazione.
Le analisi riportate in questo paragrafo, che sono parte di uno studio effettuato dal Politecnico di
8
10-100 MVA (150-132 kV), 100 MVA e oltre (380-220 kV).
9
Si tratta soprattutto di pochi impianti di taglia rilevante (>10 MVA), che non rientrano a rigore nella definizione di GD.
10
Che, ovviamente, si ripercuotono indirettamente sui costi del DSO e/o degli utenti che si connettono alla rete.
93
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Milano per l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas pubblicato in allegato alla Delibera ARG/elt
25/09 [1], intendono investigare la capacità in termini di potenza installabile nelle reti elettriche
di distribuzione MT (hosting capacity), in accordo con i vincoli tecnici in vigore, affinché non si
debba incorrere, almeno in prima battuta, nella modifica dei sistemi di protezione, regolazione e
automazione delle Cabine Primarie (CP nel seguito). Facendo riferimento alle criticità evidenziate
qualitativamente nella Delibera AEEG 160/06 [2], si è voluto fornire un contributo di carattere
quantitativo11 per quanto riguarda l’effettivo impatto della GD sulle reti elettriche di distribuzione
MT in accordo con i seguenti vincoli12:
a) gestione di transitori derivanti da fenomeni di avviamento, sincronizzazione e messa in parallelo degli impianti di produzione;
b) profili di tensione e regolazione della tensione in rete;
c) limiti di transito per vincoli termici sulle linee;
d) variazione dei livelli di corrente di cortocircuito e connessa sollecitazione termica/dinamica delle
linee elettriche e dei componenti;
e) corretto funzionamento dei sistemi di protezione;
f) attuazione delle procedure di ricerca dei tronchi guasti;
g) funzionamento in isola indesiderata di porzioni di rete.
Nelle analisi si è simulato un apporto unitario di GD fino a 10 MW, in congruenza con le attuali
regole che prevedono, sia dal punto di vista tecnico (CEI 0-16 [3]), sia dal punto di vista procedurale (TICA [4]), di connettere macchine di taglia superiore alle reti di alta tensione. Questa taglia massima (10 MW), pur essendo ben superiore alle taglie usualmente riscontrabili sulle reti
MT (specialmente lungo linea, situazione per la quale la CEI 0-16 stabilisce per gli utenti attivi
con potenza maggiore di 3 MW la connessione diretta sulla sbarra MT del trasformatore di CP),
permette di trovare vincoli nodali che, nella realtà pratica, potrebbero essere raggiunti per mezzo
di più generatori, installati in nodi diversi della stessa linea MT. Nello studio si è posta particolare attenzione all’assetto regolatorio e normativo esistente: per esempio, si sono tenute in conto
le normative di qualità dell’alimentazione (EN 50160 [5], che stabilisce a livello europeo i requisiti tecnici della tensione fornita agli utenti anche in presenza di GD), nonché di connessione alle
reti (Norma CEI 0-16 e CEI 11-20 [6]), che definiscono sia le modalità tecniche di connessione,
sia i requisiti strutturali e di funzionamento dei generatori connessi alle reti di distribuzione MT
in Italia. Ma si sono pure modellizzate accuratamente le pratiche di esercizio delle imprese di distribuzione, per quanto concerne la regolazione della tensione o il livello di sfruttamento ammesso per le linee e per i trasformatori.
11
Determinato tramite approfondite modellizzazioni e specifici calcoli di rete.
12
I vincoli relativi all’inversione di flusso e alla corrente di cortocircuito sono verificati a livello di singola rete MT, mentre
i vincoli relativi alle variazioni lente e rapide di tensione, così come i limiti di transito per vincoli termici sulle linee, sono
verificati tramite un’analisi a livello di singolo nodo di ciascuna rete.
94
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
3.3.1.1 Variazioni rapide di tensione
Il primo dei vincoli tecnici analizzati è riferito alle variazioni rapide di tensione. Lo studio dei limiti
alla potenza installabile dovuti alle variazioni rapide di tensione ha come scopo la determinazione
della massima generazione connettibile in un nodo della rete, in modo da non causare una variazione rapida di tensione nel nodo stesso superiore a un valore definito. Relativamente agli utenti
passivi, le variazioni rapide sono riferite ad alterazioni improvvise del carico (tipicamente inserzione
di motori asincroni) che accadono di frequente nelle installazioni industriali. Per quanto riguarda
i generatori, le variazioni rapide sono invece associabili ai transitori di inserzione in parallelo e disconnessione. Nel caso di generatori rotanti connessi alla rete senza interposizione di convertitori
statici, tali transitori avvengono potenzialmente alla messa in parallelo, e con maggior probabilità
in caso di distacco repentino durante l’erogazione di una potenza significativa; nel caso di generatori connessi alla rete per mezzo di inverter (fattispecie prevalente per la GD che sta interessando
il sistema italiano), il transitorio significativo a questi fini è costituito solo dal distacco repentino,
in quanto alla messa in parallelo non si hanno fenomeni di rilievo.
Alcuni criteri di connessione stabiliti dai distributori assumono come limite il 4% della tensione
nominale, traendolo dalla norma europea che stabilisce le caratteristiche della tensione fornita
dalle reti di distribuzione (EN 50160). Si precisa fin da ora che tale valore è inserito a titolo puramente indicativo nella norma suddetta, che reca anche il valore del 6%13. In termini generali, in
relazione alle variazioni rapide di tensione, è possibile affermare che un nodo della rete è in grado
di tollerare una presenza di GD tanto più elevata (senza avere variazioni rapide significative ai fini
della qualità della tensione) quanto maggiore è la potenza di cortocircuito al nodo medesimo. La
massima GD installabile in accordo con le variazioni rapide di tensione è funzione principalmente
della resistenza a monte del nodo di connessione, mentre è solo in via trascurabile influenzata dal
carico installato in rete, dal setpoint del trasformatore di CP e dalla reattanza di cortocircuito (dal
momento che viene iniettata in rete solo potenza attiva). La criticità di tale vincolo è inoltre maggiormente rilevante a fondo linea (cresce al crescere della distanza elettrica dalla sbarra MT in CP).
3.3.1.2 Variazioni lente di tensione
Un’ulteriore alterazione del profilo di tensione dovuta alla presenza di utenti attivi sulla rete di distribuzione è relativa alle variazioni lente di tensione, che rappresentano il secondo dei vincoli tecnici analizzati in questo paragrafo. In linea generale, riprendendo quanto indicato dalla EN 5016014,
la tensione di esercizio di ogni nodo della rete deve essere mantenuta, per almeno il 95% del
tempo, entro un intervallo pari al ±10% del valore nominale15 (gli stessi requisiti sono specificati
nei contratti di trasporto dell’energia elettrica, stipulati tra le imprese distributrici e gli utenti del
trasporto, a conferma di quanto essi siano strettamente vincolanti nell’esercizio del sistema). In
termini pratici, nell’attuale configurazione (passiva) della rete di distribuzione, la logica di regola-
13
Le analisi condotte hanno investigato i limiti conseguenti a variazioni rapide di tensione pari al 6% della nominale.
14
Queste condizioni si riferiscono alla EN 50160 edizione 2007.
15
Per il restante 5% del tempo, poi, il margine inferiore scende al -15% del valore nominale. A favore della sicurezza, que-
sta possibilità non è stata esplorata nella presente analisi.
95
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
zione prevede di impostare un riferimento di tensione opportunamente elevato in CP (ricorrendo
alla regolazione del Variatore Sotto Carico, VSC16), così da compensare le cadute di tensione sulle
linee e rispettare l’indicazione della EN 50160 anche nei punti di consegna a fondo linea.
È opportuno precisare come il limite inferiore di tensione “accettabile” sulla rete di distribuzione
MT non sia coincidente con il limite inferiore indicato dalla EN 50160 (-10%), in quanto è da considerare la presenza dei trasformatori MT/BT e delle linee di distribuzione in BT, che distribuiscono
l’energia fino all’utente finale, comportando a loro volta un’ulteriore caduta di tensione. Ne deriva
la necessità di mantenere un opportuno margine fra la tensione del nodo della rete di distribuzione
MT e il valore minimo di tensione accettabile, margine quantificabile in circa il 6% della tensione
nominale17. In definitiva, il range di esercizio “accettabile” del sistema di distribuzione MT spazia
dal +10% al -4%18 della tensione nominale (Figura 3.1).
Figura 3.1 Andamento della tensione sulle reti elettriche passive (senza GD)
In una modalità di esercizio passiva le tensioni hanno sempre andamento non crescente (come
da Figura 3.1), per il fatto che i flussi di potenza attiva e reattiva, provenienti dalla CP, attraversano le dorsali unidirezionalmente verso valle, determinando cadute di tensione su ogni tratto
di linea. La presenza di GD potrebbe invece determinare un radicale cambiamento del regime di
tensione sui feeder: la connessione di un generatore lungo una linea MT può infatti invertire i
flussi di potenza, determinando un incremento della tensione in quel punto e, più in generale,
la variazione del profilo di tensione lungo l’intero feeder, anche ben al di sopra dei valori tollerabili (Figura 3.2).
16
Tale dispositivo può essere controllato secondo diverse logiche (a rapporto costante, a tensione sbarra MT costante, in
regolazione di tensione con compound), inseguendo una condizione di esercizio in cui tutti i nodi della rete abbiano un’appropriata qualità dell’energia fornita.
17
A seconda delle complessive esigenze (MT e BT), si ritiene accettabile un margine del 4% o del 6%.
18
Tale valore risulterebbe del -6% qualora si adottasse un margine del 4% per la BT (vedi nota precedente).
96
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Figura 3.2 Profili di tensione assunti da una dorsale MT del campione in assetto passivo (linea blu), e in presenza
di un singolo generatore, che eroghi una quantità di potenza attiva tale da causare contro flusso (linea rossa)
Il limite di potenza iniettabile per variazioni lente di tensione può quindi essere considerato come
il valore di potenza attiva erogata da un generatore tale da innalzare la tensione nel punto di connessione ad un valore pari al 110% della nominale.
La quantità di potenza installabile dipende da una serie di fattori:
• dato che la GD viene implementata a cosφ unitario, la taglia del generatore influenza solo in
modo trascurabile i transiti reattivi in rete; di conseguenza, il valore della reattanza di cortocircuito non incide significativamente sulla tensione assunta dal nodo considerato;
• al diminuire della resistenza di cortocircuito del nodo di connessione, si riduce l’innalzamento
della tensione derivante dall’immissione in rete di potenza attiva: aumenta quindi la quantità
di GD installabile in accordo con le variazioni lente di tensione;
• minore è la tensione nel punto di connessione preesistente al collegamento del generatore e
maggiore è la quantità di GD installabile in accordo con le variazioni lente di tensione.
I primi due fattori evidenziano come il vincolo relativo alle variazioni lente di tensione risulti meno
critico in presenza di una bassa distanza elettrica tra il punto d’installazione dell’impianto di generazione e la sbarra MT della rete considerata.
La tensione preesistente nel nodo di connessione del generatore è invece influenzata dalla regolazione del VSC del trasformatore di CP e dalla condizione di carico. In presenza di un feeder con
cadute di tensione particolarmente elevate, il VSC porta il setpoint ad assumere livelli molto alti,
che talvolta raggiungono anche il 108% della tensione nominale. A fronte di una simile situazione,
i nodi più a monte dei vari feeder afferenti alle sbarre in questione sono alimentati ad una tensione (anche senza la connessione di impianti di generazione) molto elevata, che inevitabilmente
97
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
riduce i margini per la GD installabile. Le maggiori criticità si hanno quando dalla sbarra MT, regolata a un setpoint elevato a causa della presenza di uno o più feeder molto carichi e/o elettricamente molto estesi, partono altri feeder poco carichi, lungo i quali il profilo di tensione si
mantiene a livelli elevati, tali per cui la potenza di GD installabile risulta assai ridotta.
Per quanto concerne invece la condizione di carico, è possibile affermare che la situazione più critica si ha a minimo carico, in quanto le cadute di tensione sono limitate e i profili di tensione di
partenza risultano quindi più elevati.
3.3.1.3 Portate a regime e limiti di transito
L’ultimo dei vincoli tecnici nodali è relativo ai limiti termici sulle linee. La potenza installabile per limiti di transito su una linea è la quantità di generazione connettibile in un nodo della rete tale da
non eccedere le sollecitazioni termiche ammissibili nei conduttori. Infatti, qualora le correnti superino la portata dei conduttori, ne causano un precoce degrado tale da comprometterne l’affidabilità. La massima corrente che può circolare in ciascun tratto di rete è ritenuta pari a 250 A, valore
assunto come regolazione standard delle protezioni da sovracorrente in MT. Non si è considerata
l’effettiva portata dei conduttori, in quanto, essendo funzione della loro sezione, del tipo d’isolamento e della posa, tale parametro risulta di volta in volta diverso, e pertanto di difficile determinazione sull’intero campione di reti19; per semplicità, lo stesso valore (250 A) è assunto anche per
i tratti laterali (che si diramano dalla dorsale), che in generale potrebbero avere portate inferiori20.
La corrente assorbita, o immessa in rete in un nodo, è funzione:
• della potenza prelevata, o iniettata in rete, dall’utenza e dalla GD connessa nel nodo in questione;
• della tensione a cui il nodo è sottoposto.
Osservando la Figura 3.3, all’aumentare della potenza assorbita da un’utenza (PA), la generazione
installabile in tale nodo aumenta (PG), in quanto è necessaria una maggiore quantità di GD per
compensare il carico e provocare inversione di flusso lungo la linea.
Figura 3.3 Inversione di flusso lungo la linea a monte (freccia verde), normale funzionamento (freccia rossa)
Le portate più diffuse per i conduttori delle dorsali delle linee MT sono superiori al valore assunto; per esempio, ENEL
Distribuzione, nella “Guida alle connessioni”, indica come portata di un cavo direttamente interrato da 185 mm2 in allumi-
19
nio 360 A (324 A per cavi in tubo interrato); indica altresì 340 A e 255 A per i cavi aerei, rispettivamente da 150 e 95 mm2.
20
Nei casi (ritenuti poco probabili anche alla luce degli attuali schemi di incentivazione) di installazione di generatori di taglia
molto rilevante su rami di rete di alimentanti carichi di piccola potenza (e quindi potenzialmente di sezione ridotta), si suppone che tali tratti di linea abbiano una lunghezza limitata, così da renderne praticabile la sostituzione in caso di necessità.
98
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
In accordo con quanto appena affermato, i limiti di transito sono più critici in situazioni di carico
minimo (a rigore, ciò non accade sempre, è infatti necessario considerare anche il contributo della
variazione di tensione al variare del carico in rete21). Altro fattore determinante per la quantità di
generazione connettibile in un nodo della rete, in accordo con i vincoli di transito, è la tensione
nominale della rete stessa: la potenza installabile è generalmente elevata per valori di tensione nominale maggiori o uguali a 15 kV22, da cui si deduce che i vincoli di transito non costituiscono, di
fatto, un limite particolarmente stringente all’installabilità di GD in rete.
3.3.1.4 Campione di reti impiegato
Le analisi descritte sono state implementate su un campione di reti rappresentativo della realtà nazionale, in modo da poter estendere tutti i risultati ottenuti all’intera rete di distribuzione MT italiana. In
particolare, il campione utilizzato per le analisi comprende dati reali relativi a reti di diversi distributori,
collocate su tutto il territorio italiano, di diversa grandezza e composizione, con aree ad alta, media e
bassa densità di carico. La struttura delle informazioni contenute nel campione raccolto presso le imprese distributrici è schematizzata nella Figura 3.4. Il numero di reti utilizzate ai fini delle analisi è 318,
per un totale di 59.864 nodi, con numero medio di linee per ciascuna rete pari a 623.
Figura 3.4 Struttura tipica delle reti contenute nel campione analizzato
Tale contributo diviene determinante solo in nodi posti in tratti terminali di feeder con notevole impedenza di cortocircuito e nei quali il carico è molto contenuto. In questo caso infatti, al ridursi del carico la quantità di potenza compensabile dalla GD si riduce; tuttavia, il nodo d’installazione della generazione risulta anche essere ad una tensione superiore a
21
quella che si avrebbe a carichi superiori, dando luogo, a pari transiti di potenza in rete, a correnti più contenute. Data l’elevata impedenza di cortocircuito del nodo in questione, questa condizione, che causa un aumento della potenza installabile, risulta più incidente di quanto non lo sia la riduzione di carico: pertanto la potenza installabile si rivela maggiore a
carico minimo. La variazione di potenza installabile al variare della potenza assorbita dalle utenze della rete è comunque,
in questi casi, molto contenuta.
22
I livelli di tensione inferiori a 10 kV sono poco diffusi nel campione di reti considerato. Peraltro, per tali livelli di tensione,
l’assunzione di un valore di corrente di 250 A è eccessivamente cautelativa, e andrebbe riconsiderata avendo dati più specifici a disposizione.
Questo campione è stato raccolto dall’Autorità ai fini di un’indagine svolta da incaricati del Politecnico nel 2006 circa la
potenza di cortocircuito.
23
99
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Nel seguito si indicherà con il termine “linea” (o feeder) l’insieme di nodi e lati racchiuso nell’ellisse di colore rosso, ossia tutti i nodi sottesi a una dorsale in derivazione dalla sbarra MT del trasformatore in CP, e con il termine “rete” l’insieme di tutte le linee afferenti alla stessa sbarra di
media tensione, racchiuso nell’ellisse di colore blu. Ogni nodo mappato della rete di distribuzione
risulta caratterizzato da una serie di informazioni24, come: la tipologia di nodo, la tensione nominale, la potenza di cortocircuito, e la potenza disponibile (per nodi clienti MT) o potenza nominale
del trasformatore (per le cabine di trasformazione secondaria). I carichi sottesi alla rete di distribuzione MT sono raggruppati in due categorie:
1) utenti alimentati direttamente dalla rete MT: sono utenze MT direttamente afferenti alle reti in
esame. Si tratta di carichi di tipo prevalentemente industriale/terziario, caratterizzati da un utilizzo più regolare e da un numero di ore equivalenti di utilizzazione della potenza massima,
maggiore di quello relativo alle utenze di tipo domestico;
2) utenti alimentati dalle Cabine Secondarie (CS): sono le CS di trasformazione MT/BT che alimentano le utenze BT afferenti alle reti di distribuzione secondaria. Queste utenze, tipicamente
domestiche o piccolo-industriali, sono dell’ordine di qualche kilowatt (decine di kilowatt) ciascuna, caratterizzate da un utilizzo di energia abbastanza costante, che segue appunto l’andamento del consumo domestico25.
Ogni conduttore mappato della rete di distribuzione risulta caratterizzato da una serie di informazioni, come lunghezza, resistenza, reattanza e suscettanza.
I dati acquisiti sulla base della struttura sopra dettagliata sono stati processati mediante algoritmi
dedicati, al fine di ricostruire in maniera opportuna lo schema topologico di ciascuna delle reti
analizzate: dopo aver individuato i nodi terminali delle varie dorsali, il procedimento sviluppato, andando a ritroso, ricollega ogni nodo a quello immediatamente precedente, fino alla sbarra MT di
CP, riottenendo così l’intero percorso di tutti i feeder.
In questa fase si è anche determinata la taglia dei trasformatori di CP allo scopo di costituire un
modello completo per ciascuna rete considerata. A livello generale, nel campione analizzato si è
riscontrata la presenza dei trasformatori AT/MT riportati in Tabella 3.1.
Taglia trasformatore AT/MT [MVA]
Numero di reti
Incidenza %
16
74
23,3
25
194
61,0
40
49
15,4
63
1
0,3
Tabella 3.1 Taglie dei trasformatori AT/MT delle reti del campione
24
In questo modo ogni nodo risulta descritto in modo univoco rispetto a tutti gli altri della rete.
25
Le reti BT non sono modellizzate ma sono considerate nel loro insieme attraverso i trasformatori MT/BT di CS che le ali-
mentano.
100
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Infine, per sviluppare compiutamente le analisi sul campione di reti MT, è stato necessario integrare i dati del campione con alcune ipotesi aggiuntive sulle curve di carico delle diverse
utenze26.
In definitiva, il database così costruito è stato impiegato per individuare possibili criticità legate
alla presenza di utenti attivi (utenti i cui impianti prevedano la presenza di GD): tali analisi
sono condotte con riferimento ai vincoli tecnici precedentemente illustrarti e sono oggetto dei
paragrafi successivi27. In particolare, saranno trattati prima i vincoli nodali e poi quelli di
linea/rete.
3.3.1.5 Analisi complessiva dei vincoli tecnici nodali
Dopo aver analizzato l’effetto separato dei tre vincoli tecnici di tipo nodale, variazioni lente e rapide di tensione e limiti di transito, è interessante valutare la quantità massima di GD compatibile con tutti i vincoli considerati contemporaneamente. A tal proposito la Figura 3.5 mostra, in
grigio, l’istogramma cumulato relativo all’inviluppo dei tre vincoli, che rappresenta la quantità di
GD installabile in accordo con tutti i tre vincoli nodali considerati. Si osserva che, nelle ipotesi
dello studio, su una grande percentuale di nodi del campione la potenza tecnicamente installabile è piuttosto elevata (l’85% circa dei nodi analizzati risulta compatibile con una quantità di
GD entro i 3 MW, percentuale che scende a circa il 65% per una potenza pari a 6 MW). Nel medesimo diagramma è inoltre fornita, in corrispondenza di ogni ascissa, un’indicazione relativa al
vincolo più stringente per quei nodi che presentano una violazione dei criteri considerati; tale
informazione può essere dedotta dalla colorazione assunta dal complementare, rispetto al 100%,
delle barre grigie. La figura evidenzia come, a parte le variazioni rapide di tensione (sulle quali,
peraltro, le norme di power quality non pongono reali vincoli), i vincoli maggiormente incidenti
sono posti dalle variazioni lente di tensione, che comportano una forte limitazione di potenza installabile (anche inferiore a 1 MW) sui nodi che si trovano a un’elevata distanza elettrica dal trasformatore (nodi a fondo linea), mentre i vincoli di transito tendono a limitare la quantità di GD
installabile a valori compresi tra 6,5 MW e 10 MW e sono più evidenti per i nodi collocati in prossimità della sbarra MT. Essi coincidono con il reale limite strutturale delle reti di distribuzione,
in quanto il loro superamento è possibile solo ipotizzando di cambiare i conduttori di linea28.
26
Per i dettagli circa le curve di carico è possibile consultare la Delibera ARG/elt 25/09, Allegato 2.
27
I vincoli relativi alle variazioni lente e rapide di tensione, così come i limiti di transito per vincoli termici sulle linee, sono
verificati tramite un’analisi a livello di singolo nodo di ciascuna rete, in quanto la massima quantità di GD installabile dipende sensibilmente dalla posizione del nodo al quale il generatore è connesso, mentre i vincoli relativi alle correnti di cortocircuito e all’inversione di flusso sono verificati a livello di singola rete.
28
Tale eventuale operazione dovrebbe ascriversi alle attività di sviluppo rete e non rientra quindi a rigore nelle analisi di
Hosting Capacity.
101
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Figura 3.5 Istogramma cumulato della quantità di Generazione Diffusa installabile nei nodi del campione e
dettaglio dei vincoli nodali più stringenti
3.3.1.6 Incremento delle correnti di cortocircuito
Oltre ai vincoli tecnici appena descritti, riferibili a ciascun singolo nodo, ne esistono altri, non più
nodali ma di linea, che influenzano la quantità massima installabile di GD: il limite massimo di corrente di cortocircuito e l’inversione di flusso. Tali vincoli, diversamente dai precedenti, sono stati
verificati attraverso analisi svolte a livello di ciascuna rete MT vista nel suo complesso. Ai fini della
verifica di tali vincoli è infatti sufficiente simulare la totale GD operante sulla rete collegando un
solo generatore direttamente sulla sbarra MT della rete stessa29.
Per quanto riguarda i vincoli relativi alle correnti di cortocircuito, il limite alla possibilità di installare GD è (cautelativamente) calcolato immaginando di connettere un solo generatore alla sbarra
MT di ciascuna rete, e viene raggiunto allorché la complessiva GD installata porta la corrente di
cortocircuito (fornita in maniera prevalente dalla rete a monte e in maniera minore dalla GD stessa)
a superare i limiti di tenuta elettromeccanica delle apparecchiature e dei componenti.
Nel campione in analisi, il livello di potenza di cortocircuito risulta molto variabile: dalle centinaia di
MVA presso le sbarre primarie, fino alla decina di MVA sui tratti terminali delle linee. Considerazioni
quantitative possono essere svolte premettendo alcune informazioni circa le taglie e le tipologie tipiche dei trasformatori che alimentano le sbarre MT (16 – 25 – 40 MVA30).
29
Al contrario, i vincoli relativi alle variazioni lente e rapide di tensione, così come i limiti di transito per vincoli termici sulle
linee, sono stati verificati tramite un’analisi a livello di singolo nodo di ciascuna rete, in quanto la massima quantità di GD
installabile dipende sensibilmente dalla posizione del nodo al quale il generatore è connesso.
30
In un solo caso, nel campione in esame, ricorre la taglia da 63 MVA.
102
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Sui livelli di tensione maggiormente diffusi sulla rete MT nazionale (15, 20 e 23 kV), questi trasformatori portano a correnti di cortocircuito che non superano mai la decina di kA31. A questo valore
di corrente di cortocircuito corrisponde un predeterminato livello di tenuta elettromeccanica, una
caratteristica peculiare delle infrastrutture, ovvero della rete e delle apparecchiature connesse alla
rete medesima. L’avvenuta standardizzazione dei livelli di tenuta elettromeccanica (tipicamente
12,5 kA) è tale da dover considerare questo limite come un vincolo strutturale delle reti di media
tensione in Italia. In questo modo, il limite alla potenza connettibile risulta dato dal margine esistente tra i livelli attuali di cortocircuito sulle reti e il livello di 12,5 kA precedentemente definito32;
è al di fuori di questo studio la possibilità di provvedere a una sostituzione sistematica di tutte le
apparecchiature, al fine di incrementare il potere di apertura degli apparecchi di manovra, e installare la GD oltrepassando il limite dei 12,5 kA.
Dal punto di vista operativo, la connessione di un nuovo impianto di produzione alla rete elettrica
deve essere preceduta dalla valutazione della corrente di cortocircuito complessivamente risultante33, al fine di verificare il rispetto delle caratteristiche elettromeccaniche dei componenti esistenti. In fase di connessione, è inoltre necessario verificare che il contributo di corrente sulle
linee elettriche fornito dalla GD non sia tale da provocare l’intervento intempestivo delle protezioni
di massima corrente poste sulle partenze delle linee stesse.
In generale, con riferimento alla problematica relativa all’incremento della corrente di cortocircuito, la massima potenza di generazione che è possibile connettere è maggiore per quei nodi
della rete distanti dalla Cabina Primaria e, soprattutto, in caso di connessione su linee aeree (le
linee in cavo infatti hanno una impedenza più bassa delle linee aeree). La situazione più critica si
verifica invece nel caso di connessione di impianti di produzione direttamente alla sbarra MT di Cabina Primaria.
La quantità di GD installabile34 sul campione in relazione all’aumento delle correnti di cortocircuito (GDcc) e al massimo livello di utilizzo possibile per il trasformatore35 (GDlut) è riportata in
Tabella 3.2.
31
Le reti dei grandi contesti urbani possono presentare correnti di cortocircuito maggiori (16 kA; 20 kA) cui corrispondono
taglie maggiori delle macchine (fino a 100 MVA).
32
In realtà, rispetto a questo livello strutturale, è necessario assumere dei margini cautelativi, per tenere conto della pre-
senza di motori nonché di ulteriori fattori (incertezza dei parametri, ecc) .
33
Tale valutazione risulta maggiormente rilevante nel caso di GD connessa alla rete senza interposizione di convertitori
statici.
34
Si sottolinea come, in relazione ai vincoli legati alla corrente di corto circuito, le limitazioni alla GD installabile in rete ven-
gono espresse in MVA in ragione della loro dipendenza dalla potenza di cortocircuito nodale, dalla taglia dei trasformatori
e dei convertitori statici, parametri riferiti in termine di potenza apparente. Tale indicazione è da considerarsi come eccezione rispetto agli altri vincoli tecnici, quantificati in termini di potenza attiva massima della GD. In ragione delle regole di
connessione oggi in vigore, CEI 11-20, la distinzione fra le due classi di vincoli è puramente formale, essendo la generazione su reti a tensione minore, vincolata alla produzione di sola potenza attiva.
35
È la quantità limite di generazione installabile al fine di non determinare un’inversione di flusso verso la rete AT supe-
riore al 60% della potenza nominale del trasformatore AT/MT. Si suppone che le utenze assorbano una quantità massima
di potenza pari al 20% della nominale del trasformatore (minimo carico) cosicché la potenza erogabile dalla GD sia l’80%
della potenza nominale del trasformatore.
103
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
An
GDcc [MVA]
con convertitori
statici
GDcc [MVA]
senza convertitori
statici
GDlut [MVA]
Vincolo più critico
16
88,53
59,02
12,8
12,8
25
58,93
39,28
20,0
20,0
40
7,54
5,02
32,0
7,54
Tabella 3.2 Valutazione della totale GD installabile senza superare la tenuta in cortocircuito dei componenti
in rete, nell’assunzione di GD connessa tramite convertitori statici
I risultati evidenziano limiti poco vincolanti, dimostrando come per le macchine con taglie da 16
e da 25 MVA sia più stringente il limite legato alla potenza nominale del trasformatore (limite di
carico in controflusso) piuttosto che all’incremento delle correnti di guasto (limite che, in ogni
caso, è superiore a 12 MVA per ciascuna rete). Viceversa, le sollecitazioni dovute al cortocircuito
divengono vincolanti in caso di trasformatore di grande taglia (40 MVA e oltre); in tali casi, il limite di GD installabile per ciascuna rete è comunque molto elevato (superiore ai 5÷7 MVA)36.
Una possibile indicazione, utile per i nuovi sviluppi di rete, potrebbe quindi consistere nell’opportunità di adottare macchine con taglia da 16 e da 25 MVA, sia in relazione alla suddetta possibilità di alleggerire i vincoli sulle correnti di cortocircuito, sia in relazione a considerazioni più generali
di affidabilità e qualità del servizio. Infatti, poiché le perturbazioni dovute a guasti e/o disservizi
di ciascun trasformatore hanno conseguenze limitate all’utenza sottesa al trasformatore stesso,
l’adozione di macchine di taglia maggiore estenderebbe il numero dei nodi (utenti) disturbati37. L’indicazione risulta peraltro in accordo con quanto già attuato dalle imprese di distribuzione, almeno
per quanto desumibile dal campione di dati disponibile (cfr. Tabella 3.1).
3.3.1.7 Protezioni da cortocircuito e limiti associati
In analogia con quanto appena dettagliato per le limitazioni dovute all’incremento delle correnti di cortocircuito in presenza di GD, è importante considerare anche il secondo effetto legato alle protezioni
di massima corrente installate in corrispondenza della partenza di ogni singola linea. Tali protezioni
saranno evidentemente influenzate dalla sola GD sottesa a quella singola linea. Si è ipotizzato, congruentemente con la realtà nazionale, che le singole linee siano protette dai sovraccarichi tramite un
relè di massima corrente, comunemente regolato a 250 A, mentre la protezione da cortocircuito prevede una soglia superiore, identificabile cautelativamente intorno ai 600 A38. Il problema degli scatti
intempestivi in Cabina Primaria per la presenza di GD lungo linea è meglio intuibile dalla Figura 3.6.
36
È possibile notare che esiste una forte differenza tra i risultati relativi alle analisi nodali precedentemente sviluppate, che
consentono di installare in linea teorica 3 MW per nodo, e i risultati ottenuti a livello di linea/rete, da cui risulta che la potenza installabile è pari al massimo alla decina di Megawatt. Questo mette in evidenza come le analisi di Hosting Capacity
sono puramente teoriche e i risultati ottenuti non possono essere estesi a livello di intera rete.
37
Si pensi al caso, evidente, dei buchi di tensione.
38
Anche in questo caso, il valore assunto è assai cautelativo: infatti, la norma CEI 0-16 indica 600 A come limite superiore
per la protezione dal cortocircuito dell’impianto utente; per ovvie ragioni di selettività, il valore di regolazione della stessa
protezione in Cabina Primaria è di certo ben superiore a 600 A.
104
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Figura 3.6 Esempio di scatto intempestivo in Cabina Primaria dovuto a presenza di Generazione Diffusa lungo
una linea della rete
Come illustrato in figura, l’eccessivo contributo alla corrente di guasto fornita dalla GD di un dato
feeder potrebbe condurre a scatti intempestivi della protezione in testa alla linea sana (linea A),
in caso di cortocircuito su una linea diversa (linea B)39.
Volendo spingersi a un dettaglio superiore rispetto a quanto fatto in precedenza, nel seguito si rileggeranno tali soglie di corrente in termini di potenza, differenziando le casistiche corrispondenti
alle reti a tensione nominale pari a 15 kV da quelle con tensione nominale pari a 20 kV.
La quantità di GD connettibile alla singola linea, in accordo con i vincoli di transito è riportata in
Tabella 3.3.
Vn [kV]
In [A]
An [MVA]
15
250
6,50
20
250
8,66
Tabella 3.3 Valutazione della GD connettibile a ogni singola linea in ragione dei vincoli relativi alle protezioni
da sovracorrente (sovraccarico)
In particolare, è possibile notare come il vincolo di massima corrente di regime si raggiunga prima40
del vincolo indotto dalle soglie di cortocircuito (GDcc, Tabella 3.2), qualora si consideri l’apporto
di GD dovuto a macchine interfacciate alla rete per mezzo di convertitori statici. In caso di impiego
di macchine rotanti, viene raggiunto prima il limite legato al cortocircuito: i valori di potenza installabile sulla singola linea risultano comunque molto elevati.
39
La linea su cui è presente la Generazione Diffusa sarebbe infatti disalimentata per effetto di un guasto su una linea di-
versa, su una qualsiasi linea attestata alla stessa sbarra di Cabina Primaria.
40
Nello scenario di un’installazione di Generazione Diffusa via via crescente.
105
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
L’analisi riguardante le criticità indotte dalla presenza della GD sulle protezioni di linea MT mette
in luce la notevole dipendenza dell’installabilità di generazione dalla tensione nominale della rete
elettrica in esame. Tale fatto è funzione delle regolazioni standard41 adottate nelle reti, qui coerentemente riflesse nelle ipotesi utilizzate, considerando i limiti di transito costanti su tutte le linee
del campione. Le regolazioni delle protezioni da sovraccarico (quindi i transiti in linea) possono rappresentare il fattore più limitante all’installazione di generazione solo in prossimità delle sbarre MT;
i limiti di installabilità indotti sono comunque molto elevati. Analoga conclusione può essere tratta
circa i vincoli indotti dalle soglie di cortocircuito: i relativi limiti di installabilità risultano più elevati
(per macchine statiche) rispetto ai limiti qui sopra discussi.
È opportuno chiarire che le limitazioni da corrente di regime e da tenuta elettromeccanica al cortocircuito (direttamente legate alle sezioni dei conduttori, e ai relativi isolanti, ovvero alla tenuta
termica dei componenti) sono strutturali e non facilmente superabili, se non con interventi molto
invasivi (sostituzione della linea interessata; sostituzione delle apparecchiature connesse); al contrario, le limitazioni dettate dalle protezioni di massima corrente (legate alla tipologia di relè installati) sono potenzialmente superabili. È infatti possibile provvedere, con interventi limitati, alla
progressiva sostituzione degli attuali relè di protezione in CP con analoghi relè sensibili al verso
della corrente di guasto (relè direzionali di massima corrente di fase, cfr. Capitolo 6).
3.3.1.8 Inversione di flusso
Un ultimo effetto legato all’aumento della quantità di GD presente in rete è rappresentato dall’inversione dei transiti di potenza dalle utenze finali verso la rete a monte: l’inversione di flusso rappresenta,
infatti, un primo indicatore di “attività” delle reti e, come già affermato, impone un ripensamento delle
modalità di gestione delle reti stesse che devono passare da “passive” ad “attive”.
Per inversione di flusso a livello di CP si intende la situazione nella quale la potenza attiva fluisce dalla
rete di distribuzione MT verso la rete AT (Figura 3.7). In una situazione di questo tipo la rete di distribuzione diventa quindi, a tutti gli effetti, una parte attiva del sistema elettrico; si rende perciò necessaria l’installazione di dispositivi di protezione in CP idonei a operare con rete a valle attiva. In
pratica, è necessario adottare tutti quei provvedimenti impiantistici atti a fronteggiare la possibilità di
funzionamento in isola indesiderata di un’intera CP (sbarre AT; trasformatori AT/MT; rete MT sottesa).
Figura 3.7 Inversione di flusso verso la rete AT
41
Soglie delle protezioni da sovraccarico.
106
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Tale possibilità diviene realistica qualora il flusso di potenza attraverso il trasformatore AT/MT, per
almeno una data percentuale delle ore annue di funzionamento, abbia direzione opposta a quella
usuale. In una simile condizione (flusso di potenza dalla MT alla AT), in caso di apertura dei collegamenti AT di una CP42, l’intera rete MT sottesa (compresa la CP stessa) potrebbe funzionare in
isola, portando ad alcune situazioni critiche per l’esercizio della rete, quale parallelo in condizioni
di non sincronismo tra la rete AT e la CP rimasta in isola.
La prevenzione di simili situazioni critiche impone l’utilizzo di sistemi di protezione e di automazione dedicati, oggi non sempre presenti.
La determinazione della GD installabile nella rete di distribuzione, al fine di evitare l’inversione di
flusso verso la rete AT, si basa sullo studio del diagramma di carico delle diverse utenze ad essa connesse. L’inversione è difatti determinata in massima parte dall’assorbimento di potenza delle utenze
stesse e solo in via trascurabile dalle perdite in rete, che per il momento non saranno considerate.
Supponendo che tutte le utenze della rete assorbano potenza con un cosφ pari a 0,9 e che la GD
installata in rete generi potenza con un cosφ pari a 1, la potenza attiva limite generabile risulta
uguale (ed opposta) alla potenza attiva assorbita dai carichi; la potenza reattiva non incide invece
sulla quantità di GD installabile43. Secondo quanto stabilito dalla norma CEI 0-16 il limite di tempo
per cui l’inversione di flusso può essere tollerata, considerandone trascurabili gli effetti, è stabilito
nel 5% del totale tempo annuo. In riferimento al vincolo relativo all’inversione di flusso nel trasformatore AT/MT per il 5% delle ore/anno, la massima GD installabile in rete è indicata in Figura 3.8.
Figura 3.8. Potenza installabile sull’intero campione (8% delle complessive reti MT di tutta Italia) per evitare
inversione di flusso per il 5% del totale tempo annuo
42
Tali collegamenti sono tipicamente due (CP collegata in “entra-esce” alla rete AT), eccezionalmente uno solo (CP colle-
gata in antenna).
43
Come già detto, ciò accade per via dei vincoli contenuti nella Norma CEI 11-20, che impongono di considerare una ge-
nerazione di potenza con fattore di potenza unitario.
107
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Il vincolo appena illustrato dipende in modo sensibile dalle ipotesi di determinazione della curva
di carico sulla rete e dall’ipotesi di profilo costante della GD (quest’ultima particolarmente conservativa, se si fa riferimento a generatori da fonti rinnovabili aleatorie). Tale vincolo, a differenza dei
precedenti, non può essere definito propriamente come “limite”: il suo superamento è tecnicamente possibile, purché il sistema sia disponibile a coprire i costi necessari agli adeguamenti richiesti, limitati alla parte AT delle CP.
Si precisa che le conclusioni, cui si è pervenuti finora, hanno valenza solo relativamente all’inversione del flusso di potenza attiva a livello di intera CP: nel seguito saranno descritti gli effetti relativi all’inversione di flusso lungo linea.
3.3.1.9 Isola indesiderata
Il problema dell’isola indesiderata44 di ciascuna porzione di rete MT porta a considerare l’effetto
dell’inversione non solo a livello di interfaccia AT/MT ma anche a livello di singola linea MT. L’incremento della presenza di utenze attive sulla rete di distribuzione, fino a valori tali da avvicinare
(o, appunto, superare) la potenza assorbita dai carichi passivi, è alla base del problema comunemente definito “isola indesiderata”45. Con tale termine si intende il fenomeno che si instaura
quando uno o più impianti di produzione continuano ad alimentare una porzione della rete elettrica di distribuzione successivamente alla disconnessione della stessa porzione dal resto della
rete, che rimane connessa al complessivo sistema elettrico.
Il fenomeno dell’islanding può comportare conseguenze di varia natura:
• sulla qualità dell’alimentazione, in quanto l’impresa distributrice potrebbe non essere in grado
di garantire agli utenti connessi all’isola indesiderata un’alimentazione di energia elettrica con
parametri (tensione e frequenza) rientranti nei parametri di contratto;
• sulla sicurezza di funzionamento della rete di distribuzione, in quanto l’isola indesiderata potrebbe rappresentare un rischio per gli operatori preposti a operare sulla linea che si ritiene essere fuori servizio, ma che in realtà risulta essere in tensione;
• sulle procedure di ricerca e di selezione dei tratti di linea guasti, dal momento che in presenza
di una porzione di rete mantenuta in tensione dalla GD le procedure di ricerca del guasto possono non funzionare correttamente; inoltre, in presenza di guasti transitori, il mantenimento
in tensione della linea da parte della GD potrebbe non consentire l’estinzione del guasto, comportando il fallimento della richiusura rapida;
• durante il funzionamento in isola, possono infine verificarsi degli sfasamenti tra i vettori tensione della rete principale e dell’isola, con conseguenti problemi all’atto della richiusura dell’interruttore di interconnessione tra le due porzioni di rete.
Allo scopo di risolvere le problematiche accennate, è necessario intervenire a livello di gestione del
44
Nel seguito, ci si riferirà a tale fenomeno anche con il termine di islanding, invalso nella letteratura internazionale.
45
Fino a quando la presenza di generazione è molto minoritaria rispetto al carico, la formazione di un’isola indesiderata è
poco probabile: l’impossibilità di raggiungere un equilibrio tra produzione e carico entro l’isola fa intervenire la protezione
di minima frequenza (tensione) che equipaggia il dispositivo di interfaccia, obbligatorio per gli utenti attivi, e destinato a
separare il generatore dalla rete.
108
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
sistema di distribuzione prevedendo, ad esempio, modalità per la disconnessione degli impianti di
produzione, ovvero modalità specifiche di gestione e controllo dei medesimi impianti in determinate
situazioni di funzionamento del sistema di distribuzione e, più in generale, del sistema elettrico. A
tal fine risulta molto importante che il sistema di protezione sia configurato in maniera tale da selezionare gli eventi che richiedono la separazione degli impianti di produzione dalla rete da quelli
per i quali ciò non è necessario (per evitare che semplici disturbi di rete, quali i buchi di tensione,
provochino interventi intempestivi, con il conseguente fuori servizio degli impianti di generazione).
Per meglio comprendere la problematica è necessario un approfondimento tecnico: le attuali regole di connessione degli utenti attivi alle reti di distribuzione vincolano alla produzione di potenza
attiva a fattore di potenza unitario, con limiti molto stringenti, sia i termini di frequenza di lavoro
che di tensione.
Al di fuori di tali intervalli il generatore viene disconnesso dalla rete di distribuzione, per effetto
della protezione di interfaccia, indipendentemente dalla causa della perturbazione rilevata. Tale
strategia è atta a consentire la rapida disconnessione delle utenze attive a seguito dell’apertura
dell’interruttore in Cabina Primaria, per contrastare il formarsi di un’isola indesiderata. In tali condizioni, la porzione di rete sottesa alla Cabina Primaria disconnessa subirebbe un transitorio di
frequenza (e di tensione) dovuto allo squilibrio fra le potenze attive (e reattive) dei generatori e
quelle dei carichi. La norma definisce quindi un intervallo di operatività molto stretto, nell’intenzione di consentire l’individuazione dell’isola elettrica nel minor tempo possibile, così da disconnettere la GD e poter poi procedere con le richiusure automatiche per cercare di ristabilire
l’alimentazione elettrica. La strategia risulta inefficace qualora generazione e carico rimasti isolati
rispetto al resto della rete siano bilanciati: in un simile caso, la probabilità di formazione di un’isola
indesiderata aumenta, in quanto il rilievo locale di tensione e frequenza non consente di riconoscere la causa del disturbo. Per esempio, in occasione di significativi transitori di frequenza sulla
rete di alta tensione46, la GD connessa alla rete di distribuzione non partecipa al contrasto della
perturbazione in atto sul sistema, bensì ne aggrava l’entità, disconnettendosi in tempi brevissimi.
Al fine di risolvere tale criticità e consentire un effettivo utilizzo, a beneficio dell’intero sistema
elettrico, delle capacità di regolazione della GD, risulterà indispensabile prevedere lo sviluppo di
sistemi di interfaccia innovativi, come meglio dettagliato nel Capitolo 6.
❑ 3.3.2 Analisi semplificata delle reti BT
In analogia con quanto riportato nel paragrafo precedente per le reti MT, l’obiettivo dello studio
delle reti BT è quello di quantificare il limite massimo di GD installabile date le attuali configurazioni e caratteristiche mediamente rilevabili nel contesto nazionale. Data la numerosità delle reti
da studiare (l’intero territorio nazionale conta circa 500.000 Cabine Secondarie cui corrispondono
altrettante reti BT) a oggi lo studio ha previsto solo la messa a punto di un campione significativo
di reti e alcune prime analisi quantitative su specifiche reti test.
46
Quali quelli derivanti da disconnessione dal parallelo UCTE (28 settembre 2003), ovvero da pesanti perturbazioni pro-
venienti dalle reti estere (4 novembre 2006).
109
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
3.3.2.1 Metodologia di calcolo: Hosting Capacity sulla rete BT
Le analisi riportate in questo paragrafo (che costituiscono una sintesi dell’Allegato A alla Delibera
ARG/elt 223/10 [7]) hanno l’obiettivo di quantificare, pur su un campione ridotto opportunamente
identificato, la massima potenza di GD installabile sulle attuali reti elettriche di distribuzione BT,
nel rispetto dei principali vincoli tecnici vigenti. La valutazione della penetrazione di GD è stata effettuata su un campione di 16 reti di distribuzione opportunamente identificate al fine di rappresentare, per quanto possibile, le diverse configurazioni riscontrabili nel contesto nazionale. In
particolare, dopo una specifica elaborazione del campione, nella quale sono state introdotte alcune
ipotesi necessarie a stimare il livello di carico delle reti, è stata eseguita un’analisi nodale di penetrazione della GD tramite algoritmi basati su calcoli di load flow. In linea con le criticità sottolineate
nello studio relativo alla MT, è stata determinata la potenza massima installabile in funzione di una
serie di vincoli tecnici che tengono conto delle attuali strategie di gestione della rete e dell’attuale
situazione normativa (soprattutto in relazione alle vigenti norme di power quality). Si è determinata la massima GD che si può connettere, compatibilmente con i vincoli di seguito elencati47:
• variazioni lente di tensione. Il valore della tensione a regime nei nodi di rete deve essere compreso entro un intervallo predefinito del ±10% (EN 50160);
• portata a regime delle linee BT. Su nessun tratto di linea deve essere superato il limite massimo di corrente (limite termico delle condutture);
• variazioni rapide di tensione. La variazione della tensione nei nodi di rete in fase di transitorio
non deve superare una soglia prefissata (5% o 10% secondo le indicazioni della EN 50160).
Come per le analisi MT, anche in questo caso la GD viene simulata installando sulla rete un solo
generatore per volta, di potenza crescente fino a un limite massimo predefinito; tale generatore
è posizionato, progressivamente, a partire dalla sbarra BT di Cabina Secondaria, su tutti i nodi di
tutte le linee sottese. La taglia massima implementata per gli impianti di generazione (300 kW48),
pur essendo ben superiore alle taglie usualmente riscontrabili sulle reti BT (specialmente lungo
linea), permette di esplorare vincoli nodali che, nella realtà pratica, potrebbero essere raggiunti
per mezzo di più generatori, installati in nodi diversi della stessa linea BT.
Le analisi relative alle reti BT riguardano solo i vincoli tecnici nodali, mentre non sono effettuate
analisi a livello di rete/linea: queste reti sono infatti più semplici, non essendo presenti sistemi di
automazione. Proprio a causa della mancanza di sistemi di automazione evoluta49, l’inversione di
flusso sulle reti di distribuzione BT non crea problemi diretti sul funzionamento e sulla gestione del
47
Maggiori dettagli sulle metodologie impiegate sono disponibili in: M. Delfanti, M. S. Pasquadibisceglie, M. Pozzi, M. Gal-
lanti, R. Vailati, Limits to dispersed generation on Italian MV networks, proceedings of CIRED 2009.
48
Si sceglie un valore superiore rispetto ai 200 kW indicati nel Progetto CEI 1058 (Progetto di Norma CEI uscito in inchie-
sta pubblica analogo per la BT della Norma CEI 0-16) in modo da valutare i possibili effetti che potrebbero avere sulla rete,
con particolare riferimento agli aspetti di continuità e qualità del servizio, impianti di GD con potenze elevate. In particolare, la taglia massima implementata nelle analisi nodali coincide con il 50% in più della potenza limite indicata in norma,
e con il triplo della potenza indicata nel TICA.
49
In particolare, non è prevista alcuna richiusura automatica sulle linee BT.
110
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
sistema né sull’eventuale formazione di isole indesiderate. Infatti, l’apertura delle linee BT (salvo
manutenzioni) si ha esclusivamente in caso di guasto polifase (le linee BT, a differenza delle linee
MT, non sono protette contro guasti a terra). In simili condizioni è difficile ipotizzare che la GD
(anche qualora generazione e carico, rimasti isolati rispetto al resto della rete, siano bilanciati) sia
in grado di sostenere l’isola, soprattutto in presenza del guasto.
Nei rari casi di porzioni di rete rimaste isolate non in presenza di guasto, la assenza di richiusure
rende la situazione accettabile: qualora tensione e frequenza derivassero dai valori nominali, l’intervento dei sistemi di protezione di interfaccia farebbe cessare immediatamente l’isola.
Infine, anche dal punto di vista della sicurezza delle persone, il sistema risulta comunque accettabilmente sicuro contro i contatti indiretti50.
3.3.2.2 Campione ridotto di reti BT
Come già evidenziato, un’attività preliminare per lo studio delle reti BT è la messa a punto di
un campione significativo di reti su cui effettuare le indagini e rappresentativo della realtà nazionale. Le reti BT risultano molto numerose, e mostrano caratteristiche eterogenee: prima di
effettuare le analisi di hosting capacity, è stato necessario definire un’accurata procedura di
estrazione tale da mantenere un’accettabile corrispondenza tra le reti scelte e il sistema di distribuzione BT a livello nazionale. Il campione messo a punto è stato ottenuto come sottoinsieme del campione di reti MT, scegliendo solo CS sottese alle circa 400 reti MT precedentemente acquisite. In particolare, ogni rete BT, derivata a partire da una propria CS, è strettamente legata a una particolare condizione geografica e abitativa. Infatti, diversamente dalle
reti MT, che presentano Cabine Primarie a cui si collegano linee appartenenti a diversi ambiti
territoriali51, le reti BT hanno Cabine Secondarie tipicamente relative a un unico ambito. Per
questo sono stati considerati come parametri caratteristici di una rete l’ambito territoriale di
appartenenza e la potenza nominale del trasformatore di CS. In particolare, l’insieme totale
delle 40.897 CS52 collegate alle reti MT del campione esteso presenta ambiti territoriali di tre tipologie (alta, media e bassa densità) e circa 15 diverse potenze nominali di trasformazione distribuite come in Figura 3.9.
50
Essendo il sistema transitoriamente di tipo IT (le macchine elettriche associate alla GD hanno il punto di neutro isolato,
Norma CEI 11-20), un guasto a terra determina la circolazione di una corrente esigua, fornita dai soli accoppiamenti capacitivi dei cavi. Questa, a sua volta, comporta valori di tensione limitati sulle masse degli impianti, con rischi accettabili
in caso di contatto.
51
L’ambito territoriale è l’insieme delle aree territoriali comunali servite dalla stessa impresa distributrice all’interno di una
stessa provincia e aventi lo stesso grado di concentrazione. I gradi di concentrazione sono alta, media e bassa densità. Gli
ambiti territoriali sono già utilizzati nella regolazione (cfr. Delibera AEEG 333/07).
52
36317 CS di Enel Distribuzione e 4580 CS di altre imprese di distribuzione.
111
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Figura 3.9 Potenze di trasformazione delle 36.317 CS del campione esteso
È possibile notare che solo sei delle potenze di trasformazione (50, 100, 160, 250, 400 e 630 kVA)
sono effettivamente caratteristiche di un numero significativo di CS53.
Dopo alcune stime sulla complicazione computazionale, si è scelto di procedere alla costruzione
di un campione ridotto di 500 reti rappresentativo di circa l’1‰ delle complessive reti BT a livello
nazionale. In particolare, si sono scelte le 500 CS più rappresentative dell’insieme relativamente
a tipologia di ambito territoriale e potenza nominale del trasformatore54; inoltre, per mantenere
un uguale rapporto relativamente al distributore di appartenenza, tra campione esteso e ridotto,
si sono estratte 430 CS dal database Enel e 70 dal database contenente tutti i dati delle altre imprese di distribuzione, in modo da rappresentare correttamente la diffusione delle società più significative sul panorama nazionale. I due parametri appena descritti, combinati tra loro,
costruiscono 18 diverse classi55 (tre ambiti territoriali per sei potenze di trasformazione), ciascuna
composta da un diverso numero di CS, da cui sono state estratte le 500 reti che formano il campione BT attraverso una procedura dedicata, in grado di mantenere le stesse percentuali di rappresentatività sulle 18 classi tra campione esteso e campione ridotto (Figura 3.10 e Figura 3.11)56.
53
Tutte le taglie superiori a 800 kVA sono di fatto inesistenti nella realtà.
54
Sarà poi inserito un controllo finale sul compartimento/sottoinsieme di appartenenza.
55
Le 18 classi contengono al loro interno 33896 CS su 36317 CS ENEL disponibili nel campione, e 3002 CS su 4580 CS to-
tali per le altre imprese di distribuzione, pertanto esse sono effettivamente rappresentative, in entrambi i casi, dell’intero
database.
56
I confronti sono effettuati in modo separato tra ENEL e le altre imprese di distribuzione in modo da rendere visibili anche
le caratteristiche di queste ultime che, essendo inferiori in numero, non sarebbero ben rappresentate dal punto di vista
grafico.
112
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Figura 3.10 Percentuale di rappresentatività delle CS ENEL totali ed estratte rispetto al relativo campione
esteso di appartenenza
Figura 3.11 Percentuale di rappresentatività delle CS di altri distributori totali ed estratte rispetto al relativo
campione esteso di appartenenza
È poi stato effettuato un controllo relativo alla zona geografica di appartenenza57, per verificare
che le CS siano state estratte in modo omogeneo su tutto il territorio nazionale. Ciò significa che
deve essere rispettata (in modo percentuale) la stessa numerosità, tra campione originale e campione ridotto, all’interno di ognuno dei compartimenti. Le percentuali, determinate con la stessa
estrazione relativa ai dati precedenti, sono mostrate in Figura 3.12 e Figura 3.13.
57
Gli otto compartimenti ENEL sono Cagliari, Firenze, Milano, Napoli, Palermo, Roma, Torino e Venezia.
Le sei ulteriori imprese di distribuzione sono AEM Milano, ASM Brescia, AEM Torino, Società Elettrica Trentina, ACEGASAPS, DEVAL. Il numero di CS estratte da ACEA Roma, scelto a priori, è già rappresentativo del totale e quindi non necessita di alcuna verifica.
113
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Figura 3.12 Percentuale di rappresentatività delle CS ENEL totali ed estratte rispetto ai compartimenti geo-
grafici di appartenenza
Figura 3.13 Percentuale di rappresentatività delle CS di altri distributori totali ed estratte rispetto ai sottoin-
siemi di appartenenza
Come si può notare, i diagrammi sono molto simili tra loro (la stessa analogia nelle percentuali
si mantiene se si effettua il confronto all’interno di ogni singola classe58); ciò significa che l’estrazione ha portato a un risultato ritenuto adeguato e che le 500 CS estratte soddisfano tutti i vincoli imposti.
In questo modo è stato costruito un campione ridotto che mantiene una stretta correlazione rispetto al campione di partenza. Questo studio è allegato al “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di Generazione Distribuita in Italia per gli anni 2007 e 2008 e analisi dei possibili effetti della
Generazione Distribuita sul sistema elettrico nazionale” [8].
58
Si divide ogni classe in otto sottoinsiemi relativi ai compartimenti e si effettua la verifica sulle percentuali relativamente
ai 144 nuovi insiemi determinati. In particolare, i risultati dell’estrazione corrente mostrano che la differenza tra le varie
percentuali è sempre inferiore all’1% e nel caso peggiore è pari allo 0,43%.
114
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
3.3.2.3 Risultati su campione ridotto di reti BT
Applicando, come già affermato, le stesse procedure di calcolo di HC illustrate nel paragrafo 2.3.1
è possibile determinare la quantità massima di GD compatibile con i tre vincoli tecnici nodali (variazioni lente e rapide di tensione e limiti di transito). La Figura 3.14 mostra, in grigio, l’istogramma
cumulato relativo all’inviluppo dei tre vincoli59, da cui si osserva che, nelle ipotesi dello studio, su
una grande percentuale di nodi del campione la potenza tecnicamente installabile è piuttosto elevata (il 95% circa dei nodi analizzati risulta compatibile con una quantità di GD entro i 30 kW, percentuale che scende a circa il 45% per una potenza pari a 100 kW).
Nel medesimo diagramma è inoltre fornita, in corrispondenza di ogni ascissa, un’indicazione relativa al vincolo più stringente per quei nodi che presentano una violazione dei criteri considerati;
come già spiegato, tale informazione traspare dalla colorazione assunta dal complementare, rispetto al 100%, delle barre grigie. La figura evidenzia come il vincolo maggiormente critico sia
quello posto dalle variazioni lente di tensione; esso comporta infatti una limitazione della GD installabile molto incidente, anche per valori di potenza piuttosto ridotti (alcuni nodi subiscono una
limitazione già sopra i 10 kW).
I limiti relativi alle variazioni rapide di tensione e ai transiti nelle linee sono invece decisamente
meno critici. Sempre dalla Figura 3.14 è possibile notare come i primi riguardano un numero ridotto di nodi (nel caso peggiore le variazioni rapide rappresentano un effettivo vincolo per circa il
10% di nodi del campione), i secondi costituiscono invece un reale vincolo alla penetrazione di GD
in rete solo per impianti di potenza superiore a 90-100 kW (che, in accordo alla normativa attuale, il distributore ha facoltà di connettere a livello MT, cfr. TICA).
Figura 3.14 Istogramma cumulato della percentuale di nodi con GD installabile pari al valore indicato in
ascissa: dettaglio dei vincoli nodali più stringenti, assumendo come limite di variazione rapida di tensione il
10% del valore nominale
59
L’istogramma di colore grigio rappresenta cioè la quantità di Generazione Diffusa installabile in accordo con tutti i tre
vincoli nodali considerati.
115
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Box 3.2 Perdite di rete e Generazione Diffusa
Uno dei problemi di natura economica associati alla GD è costituito dalle perdite di potenza
attiva (o, in generale, dall’efficienza della rete elettrica). L’installazione di GD su una linea
di distribuzione porta inizialmente a una riduzione delle perdite, nel caso in cui la potenza
iniettata sia inferiore a quella complessivamente assorbita dai carichi alimentati dalla linea
stessa; viceversa, nel caso di forte penetrazione della GD si potrebbero verificare situazioni
in cui le perdite sulla rete, almeno in certe ore dell’anno, aumentano rispetto all’assetto di
rete attuale. Un’elevata quantità di GD può comportare, infatti, non solo l’inversione dei
transiti di potenza, ma anche un aumento delle perdite di rete.
A livello generale si ritiene, appunto, che la diminuzione delle perdite sia un fatto certo solo
quando la potenza dei generatori sia inferiore rispetto al carico complessivo; in tal modo la
probabilità che si verifichino flussi contrari, ovvero flussi di potenza dalla linea verso la sezione di trasformazione AT/MT, è assai ridotta.
Per quantificare meglio l’impatto della GD sulle perdite di rete è di seguito riportata un’analisi su un feeder del campione MT: per ciascuno dei nodi del feeder vengono analizzati i valori di generazione tali da indurre perdite nella rete di distribuzione MT, e perdite
complessive sulle reti di distribuzione e di trasmissione, pari ai valori significativi di seguito
descritti:
• minimo delle perdite in energia su base annua nella rete MT. Si individua il valore di generazione installata in un dato nodo tale da minimizzare le perdite su base annua nell’intera rete di distribuzione MT; essa è di fatto la quantità di GD necessaria al fine di
ridurre il fenomeno indesiderato delle perdite di rete (punto 1 in Figura);
• perdite in energia su base annua nella rete MT pari alle perdite nel caso base. Si individua la quantità di generazione installata oltre la quale le perdite su base annua in rete
superano le perdite in rete in assenza di GD; si tratta a tutti gli effetti di un vincolo di
natura tecnica, infranto il quale la GD incide negativamente sulle perdite della rete MT
(punto 2 in Figura);
• perdite in energia su base annua nella rete MT pari alle perdite convenzionali per la rete
MT. Si calcola la quantità di generazione da installare al fine di uguagliare le perdite
sulla rete di distribuzione MT e le perdite convenzionali a essa associate; rappresenta il
punto di fine guadagno del distributore, oltre il quale esso riceve un rimborso per le perdite in rete inferiore al danno economico effettivo da esse causato (punto 3 in Figura);
• minimo delle perdite in energia su base annua complessive delle reti MT e AT. Si individua il valore di generazione installata in un nodo tale da minimizzare le complessive perdite su base annua nella rete di distribuzione MT e in quella di trasmissione AT; è la
quantità di GD necessaria al fine di ridurre le perdite di sistema. Questo parametro è più
significativo rispetto alle sole perdite MT, poiché considera anche i vantaggi conseguibili
sulla rete AT, relativi all’installazione di generazione nella rete MT (punto 4 in Figura);
116
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
• perdite in energia su base annua complessive delle reti MT e AT pari alle perdite complessive nel caso base. Si individua la quantità di generazione installata oltre la quale le
perdite su base annua in rete superano le perdite in rete in assenza di GD; è il punto oltre
il quale i vantaggi legati alle perdite a livello di sistema, derivanti dall’installazione della
GD, si estinguono (punto 5 in Figura).
Dalla Figura è possibile notare che per valori di potenza installata non particolarmente elevati
le perdite sono inferiori rispetto al caso di rete puramente passiva, mentre, all’aumentare
della GD (oltre la situazione in cui si ha inversione di flusso in rete) le perdite aumentano in
modo molto marcato. L’analisi delle perdite convenzionali, invece, mostra come, in presenza
di quantità massive di GD, queste tendano a penalizzare il distributore, riconoscendogli una
maggiorazione dell’energia prelevata dalla rete a monte inferiore rispetto all’effettiva energia
persa nella rete MT. Nei prossimi anni, a fronte di aumenti della quantità di GD installata in
rete, sarà necessario prevedere una revisione del meccanismo delle perdite convenzionali,
che tenga conto (sia in positivo che in negativo) anche dell’impatto della GD.
Andamenti delle perdite con generazione installata nel nodo 7 della rete test 49
3.4 Inversione di flusso e protezioni di interfaccia
I risultati del paragrafo 2.3, relativi all’impatto della GD sulle reti MT (e in minima parte BT),
mostrano come le reti di distribuzione italiane abbiano una più che discreta capacità di accoglimento della GD. Vincoli stringenti per la potenza attiva installabile sono legati a vari feno-
117
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
meni (regolazione di tensione, problemi legati alle protezioni di interfaccia, limiti termici sulle
linee) tutti collegati all’inversione del flusso di potenza, che rappresenta, come già detto, un
primo indicatore di “attività” delle reti. La gestione della rete di distribuzione in inversione di
flusso comporta, infatti, notevoli problemi per i sistemi di protezione e automazione nonché per
i meccanismi di regolazione della tensione: una massiccia penetrazione della GD impone un ripensamento di tali modalità di gestione delle reti, che devono passare da “passive” ad “attive”.
La Norma CEI 0-16 identifica per l’inversione del flusso di potenza un limite accettabile pari al
5% delle ore annue di funzionamento: questo valore è legato alla probabilità che un evento di
guasto sulla rete (tale da provocare l’apertura dell’interruttore in Cabina Primaria) sia contemporaneo alla situazione di inversione di flusso, o più precisamente alla situazione in cui generazione e carico, rimasti isolati rispetto al resto della rete, siano bilanciati. La compresenza delle
due condizioni provocherebbe la formazione di un’isola indesiderata con problemi all’automazione di rete, in particolare alla richiusura automatica e alla ricerca di tronchi guasti. La condizione di esercizio di una porzione di rete in isola è, infatti, conseguenza dell’intervento delle
protezioni elettriche a livello di Cabina Primaria. All’apertura dell’interruttore, l’isola formatasi
sperimenta un transitorio che può portare a un nuovo punto di equilibrio (islanding permanente)
o, dopo una fase transitoria, al collasso della rete. Il fattore che principalmente influenza la durata dell’islanding, e quindi la probabilità di funzionamento in isola indesiderata permanente, è,
come già spiegato precedentemente, lo squilibrio di potenza attiva (e reattiva) tra generazione
e carico prima dell’apertura, oltre alla tipologia dei generatori e ai relativi sistemi di controllo,
regolazione e protezione presenti.
❑ 3.4.1 Protezioni di interfaccia
Allo scopo di raggiungere un adeguato livello di sicurezza e affidabilità del sistema elettrico è pertanto necessario installare protezioni che blocchino l’insorgere di un’isola indesiderata scollegando
le unità di generazione, connesse alla porzione di rete in isola, nel più breve tempo possibile. In
relazione all’islanding, le regole di connessione, pur diverse da Paese a Paese, contengono gli
stessi requisiti:
• la GD deve essere disconnessa dalla rete in caso di valori di tensione e frequenza anomali,
fuori dai canoni di contratto;
• se una o più fasi sono disconnesse dalla rete a potenza prevalente, le unità GD devono essere
rapidamente scollegate dalla rete;
• se sono previste le richiusure automatiche, le unità GD devono essere scollegate dalla rete
prima della richiusura.
In Italia la Norma CEI 0-16 (valida per reti MT) stabilisce che l’impianto attivo sia equipaggiato di
un dispositivo di interfaccia (DDI) che assicuri la separazione di una porzione di rete utente (generatori e carichi privilegiati), dalla rete esterna (Figura 3.15).
118
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Figura 3.15 Configurazione generale dell’impianto d’utenza attiva
La protezione anti-islanding viene implementata nel sistema di protezione di interfaccia (SPI), costituito essenzialmente da un relè digitale. Il SPI agisce, sulla base di misure locali (tensione e frequenza), sul DDI che separa la porzione di rete utente contenente il generatore dal resto della rete.
Nel caso italiano il SPI agisce, secondo la norma CEI 0-16, in base a soglie di:
• minima frequenza: protezione 81<, regolata a 49.7 Hz, tempo di estinzione del guasto ≤ 170 ms;
• massima frequenza: protezione 81>, regolata a 50.3 Hz, tempo di estinzione del guasto ≤ 170 ms;
• minima tensione: protezione 27, regolata a 0,7 p.u., tempo di estinzione del guasto ≤ 370 ms;
• massima tensione: protezione 59, regolata a 1,2 p.u., tempo di estinzione del guasto ≤ 170 ms.
La norma impone un tempo complessivo di estinzione del guasto60 e non i tempi parziali di intervento della protezione e di apertura dell’interruttore, i quali sono a discrezione dell’utente attivo.
60
Dato da due contributi: tempo d’intervento della protezione, inclusivo di un eventuale ritardo intenzionale, e tempo di
apertura dell’interruttore.
119
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
I relè 81<, 81> e 59 si considerano istantanei e il tempo di estinzione del guasto non include un
ritardo intenzionale. Viceversa il relè 27 presenta un ritardo intenzionale che incrementa il tempo
base della protezione a 300 ms (tipicamente il tempo di apertura dell’interruttore è 70 ms). Il tempo
di estinzione del relè 27 permette comunque di disconnettere le unità GD prima della richiusura automatica, che nel contesto italiano avviene circa 400 ms dopo il guasto. Focalizzando l’attenzione
sulle soglie di frequenza, è possibile notare come i valori imposti siano molto restrittivi al fine di eliminare la presenza dei generatori in un tempo molto breve (per esempio 200 ms) dall’occorrenza
di un evento sul sistema, in modo da consentire il corretto funzionamento delle richiusure automatiche. Le soglie di frequenza regolate a valori molto prossimi alla frequenza nominale costituiscono
una particolarità del nostro sistema nazionale, come riscontrabile dalla EN 50438 [9].
❑ 3.4.2 Studio su una rete tipo
In merito alla situazione della rete di distribuzione italiana, appena descritta, è stato condotto uno studio su una rete test in media tensione, secondo un approccio già sperimentato e riscontrabile in letteratura [10], per valutare, mediante delle simulazioni, la probabilità, e il conseguente impatto, di un
mancato funzionamento delle protezioni anti-islanding, nel caso in cui un’elevata quantità di GD sia
connessa alla rete. In particolare, si simula un’apertura intenzionale dell’interruttore posto all’inizio del
feeder (interruttore I1 in Figura 3.16) a cui è connessa l’unità GD, per quantificare le oscillazioni di
tensione e frequenza in corrispondenza del punto di connessione del generatore (interruttore I2 in
Figura 3.16), dalle quali è possibile dedurre le prestazione delle protezioni dei relè installati del DDI.
Figura 3.16 Simulazione apertura interruttore in CP
In particolare, poiché in condizione di regime il generatore eroga solo potenza attiva (fattore di
potenza unitario, coerentemente con quanto prescritto nella Norma CEI 11-20), le variazioni della
frequenza e della tensione dipendono dallo squilibrio di potenza attiva e reattiva tra generazione
e carico prima dell’apertura, ovvero dai flussi di potenza tra il feeder e il resto della rete. Nella Figura 3.17 sono riportati i risultati delle simulazioni per diversi squilibri di potenza attiva (mostrati
nei riquadri) e reattiva.
120
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Figura 3.17 Oscillazione di tensione e frequenza
La proiezione di un punto sugli assi tensione/frequenza rappresenta le oscillazioni massime misurate in un intervallo di simulazione pari a 400 ms (in accordo con i tempi di attesa delle richiusure
automatiche); nella figura è mostrata anche l’area di non operatività dei relè di tensione e frequenza, regolati secondo gli standard italiani, al fine di quantificare i casi di sicuro mancato funzionamento dell’SPI. In caso di limitato squilibrio di potenza attiva, inferiore al 20%, la frequenza
non supera le soglie 81< e 81>, di conseguenza la protezione non è in grado di rilevare l’islan-
ding e l’isola permane fino all’istante di richiusura. Viceversa, per elevato squilibrio di potenza attiva, le oscillazioni sono sufficienti a garantire l’intervento della protezione in un tempo tanto più
breve quanto più ampio è lo squilibrio. Dalla figura si può notare come, di fatto, la vera protezione
anti-islanding è rappresentata dai relè di frequenza, che risultano i più stringenti; mentre i relè di
tensione intervengono solo in condizioni molto particolari.
Inoltre, l’attuale SPI, basato come già illustrato sul rilievo locale di tensione e frequenza, in occasione di significativi transitori di frequenza sulla rete di alta tensione61, disconnette la GD collegata
alla rete di distribuzione che quindi non partecipa al contrasto della perturbazione in atto sul sistema, bensì ne aggrava l’entità, disconnettendosi in tempi brevissimi, e causando problemi alla
sicurezza del complessivo sistema nazionale.
❑ 3.4.3 Possibili evoluzioni del SPI (già previste sul sistema italiano)
Protezioni diverse oppure metodi alternativi (di tipo attivo, implementabili solo in presenza di GD
connessa alla rete tramite inverter) sono possibili, ma, sia da prove di campo, che da simulazioni
al calcolatore, non sembrano dimostrare maggiore efficacia nel rispetto dei tempi di intervento at-
61
Quali quelli derivanti da disconnessione dal parallelo UCTE (28 settembre 2003), ovvero da pesanti perturbazioni pro-
venienti dalle reti estere (4 novembre 2006).
121
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
tualmente richiesti sul sistema italiano (distacco della GD entro 200÷300 ms dalla mancanza della
rete di distribuzione), e possono introdurre nella rete delle problematiche a livello di power qua-
lity.
Appare, quindi, remota la possibilità di risolvere questi problemi senza una rete di comunicazione
che permetta di informare la protezione di interfaccia della presenza della rete di distribuzione e
di trasmettere un opportuno segnale di telescatto in tempi sufficientemente rapidi (Figura 3.18).
Figura 3.18 Sistema di comunicazione per il SPI
Con una simile evoluzione, la funzione di protezione contro la perdita di rete è quindi demandata
al telescatto (erogato per mezzo di un apposito canale comunicativo), mentre la protezione di interfaccia è declassata a protezione di back up.
La disponibilità di un sistema di comunicazione consentirebbe quindi di superare le limitazioni delle
attuali logiche anti-islanding: implementando un segnale di intertrip fra CP e GD verrebbe infatti
a decadere l’esigenza di soglie di intervento molto strette (49.7- 50.3 Hz), risolvendo i problemi
che si verificano durante i transitori di frequenza sulla rete di alta tensione. La soluzione proposta
prevede quindi soglie più ampie, che rendano la GD resiliente rispetto a perturbazioni di rete
quando la rete è integra; tale logica richiede un segnale ciclico scambiato tra CP e GD al fine di
informare il relè del DDI (SPI) della presenza del link di comunicazione. In caso di mancanza del
sistema di comunicazione, il relè deve infatti tornare ad operare con le sole informazioni locali,
senza beneficiare quindi dell’utilizzo delle soglie di intervento meno stringenti applicabili solo tramite il sistema di comunicazione.
Una nuova Norma del CEI in corso di pubblicazione [11] definisce questa evoluzione del Sistema
di Protezione di Interfaccia (SPI). In particolare, è stato previsto nel relè un ingresso dedicato ad
un segnale di telescatto, da attuare senza ritardo intenzionale, mentre il segnale di presenza rete,
su ingresso parimenti dedicato, abilita, in assenza del segnale stesso, il set di regolazioni maggiormente restrittivo. Lo schema predisposto allo scopo, con relativa proposta di valori di regolazione,
è mostrato in Figura 3.19.
122
La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano
Figura 3.19 Schema del nuovo SPI in presenza di un sistema di comunicazione
Si tratta di una proposta che tiene conto in modo completo e strutturato sia della necessità di garantire il distacco della GD quando effettivamente necessario, sia della necessità di assicurare il
mantenimento in servizio della GD durante transitori di rete, che devono essere risolti da altri automatismi e/o protezioni. È anche prevista la rapida ripresa della produzione del gruppo al venire
meno di tali perturbazioni.
Il vettore di comunicazione, una volta presente, potrebbe essere utilizzato anche ad altri scopi, ad
esempio, per trasmettere segnali di regolazione alla GD e/o per realizzare una selettività logica fra
le protezioni del distributore e quelle degli utenti, come meglio spiegato nel Capitolo 6.
Bibliografia
[1] Delibera ARG/elt 25/09 Allegato 2 “Impatto della Generazione Diffusa sulle reti di distribuzione”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/09/monitoraggio_generazione_06.pdf
[2] Delibera AEEG 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/allegati/docs/06/160-06all.pdf
[3] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle
reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/08/033-08argalla.pdf
123
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
[4] Delibera 125/10 “Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica
e il Gas ARG/elt 99/08 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessione
alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA)”. Disponibile
su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/125-10arg_allA.pdf
[5] EN 50160: ”Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems.”
[6] Norma CEI 11-20 “Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati
a reti di I e II categoria”.
[7] Delibera ARG/elt 223/10 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di Generazione Distribuita
in Italia per l’anno 2009 ed analisi dei possibili effetti della Generazione Distribuita sul sistema
elettrico nazionale”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/223-10argall.pdf
[8] Delibera ARG/elt 81/10 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di Generazione Distribuita in
Italia per gli anni 2007 e 2008 e analisi dei possibili effetti della Generazione Distribuita sul sistema elettrico nazionale”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/08110argall.pdf
[9] EN50438 “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public lowvoltage distribution networks”.
[10] F. Bignucolo, R. Caldon, M. Frigo, A. Morini, A. Pitto, F. Silvestro: Impact of distributed generation on network security: effects on loss-of-main protection reliability, Universities Power
Engineering Conference, UPEC 2008, 43rd International, Page(s): 1-5.
[11] Progetto CEI 1058: Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi
alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica, Giugno 2010. Disponibile su:
http://www.ceiuni.it/struttura/body-ws-cei-webstore.html
124
C a p i to l o 4
Le reti di comunicazione
per le Smart Grid
d i Massimo Bogarelli e Antonio Capone
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
4.1 Generalità
L’evoluzione delle infrastrutture elettriche verso il concetto di Smart Grid (SG) comporta lo sviluppo
di una rete di comunicazione flessibile e affidabile, capace di soddisfare le nuove esigenze e dinamiche delle reti elettriche. In questo capitolo vengono descritte le tecnologie di comunicazione applicabili al fine monitorare, controllare e coordinare le reti elettriche e vengono illustrati alcuni
nuovi scenari di interazione tra i due sistemi, con particolare attenzione allo smart metering, elemento chiave della nuova architettura in grado di coinvolgere attivamente l’utente finale nella gestione delle SG.
Come discusso in precedenza, nella maggior parte dei Paesi avanzati, l’età delle infrastrutture
della rete elettrica, l’obsolescenza di alcune delle tecnologie utilizzate, e un ritmo di crescita della
capacità del sistema inferiore alla crescita della domanda (in particolare nei valori di picco), impongono una riprogettazione e riorganizzazione del sistema di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica. Ciò rappresenta un’opportunità di ammodernamento della concezione stessa che
ha guidato finora la pianificazione della rete elettrica, per rispondere alle esigenze che nascono
dalle nuove fonti di energia rinnovabile, dalla GD, dalla necessità di maggiore affidabilità e flessibilità, e dall’opportunità di maggiore partecipazione degli utenti finali nei mercati dell’energia [1].
Per sottolineare la lentezza con la quale la rete elettrica si è evoluta negli anni rispetto ad altri sistemi complessi, essa viene a volte paragonata a quella delle reti di comunicazione: se Alexander
Graham Bell fosse trasportato ai giorni nostri avrebbe difficoltà a riconoscere le componenti del
suo telefono in internet e nei moderni sistemi di comunicazione, mentre Thomas Edison sarebbe
probabilmente a suo agio con le attuali reti elettriche [2].
A parte le grossolane semplificazioni che questi confronti nascondono, il parallelo con i sistemi di comunicazione ed internet è particolarmente rilevante, perché proprio tali sistemi rappresentano un elemento fondamentale nell’architettura delle future SG; ciò induce quindi a considerare le interessanti
prospettive profilate dall’integrazione dell’infrastruttura elettrica con quella dell’informazione.
Le nuove esigenze di comunicazione delle SG nascono dalla necessità di raccolta ed elaborazione
di informazioni provenienti da dispositivi di misura e sensoristica, oltre che dall’esigenza di controllo coordinato delle diverse porzioni della rete, in modo da accogliere in sicurezza anche le iniezioni dovute alla GD, sempre più efficiente nello sfruttamento di fonti rinnovabili per la produzione
di energia [3].
Come mostrato nella Figura 4.1, sistemi di elaborazione e controllo di questo tipo sono oggi già
presenti nelle reti elettriche, principalmente per la parte legata alle grandi centrali e alle reti di trasmissione, anche se sono ancora basate su tecnologie di comunicazione e piattaforme informative eterogenee e poco integrate [1]. Al contrario, la parte relativa alle reti di distribuzione rimane
largamente priva di strumenti per lo scambio di informazioni e il controllo dei sistemi. È ormai opinione condivisa che esistano numerose esigenze che richiedono un’evoluzione della rete attuale
tale da portare a un ammodernamento del sistema e a un aumento del livello di automazione soprattutto nelle reti di distribuzione [4].
La prima e più urgente esigenza che spinge verso l’introduzione di sistemi di comunicazione anche
nelle reti di distribuzione è legata alla crescente presenza di GD, principalmente da fonti rinnovabili, la cui costruzione è fortemente incentivata dalle politiche energetiche messe in atto dai diversi
126
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
Paesi. Ciò comporta una trasformazione delle reti di distribuzione, che diventano in grado di supportare iniezione di potenza attiva dall’utente e risultano quindi non più basate sul modello passivo, che presuppone esclusivamente un flusso unidirezionale dell’energia dalla rete di trasmissione
verso gli utenti MT e BT.
L’implementazione di un tale modello richiede pertanto un controllo in tempo reale dei sottosistemi,
simile a quello della grande generazione e della trasmissione, ma con un livello di complessità superiore a causa della diffusione sul territorio dei generatori e del minor grado di prevedibilità dello
stato dei sistemi [5].
Una rete di comunicazione che possa supportare la creazione di un sistema di gestione e controllo
delle reti attive deve avere una topologia tale da raggiungere in modo capillare tutti i sistemi distribuiti geograficamente, e deve essere capace di offrire prestazioni adeguate per rispondere alle
esigenze delle applicazioni, in termini di volumi di traffico da trasferire e di tempestività della comunicazione [6].
La seconda esigenza di comunicazione nella rete di distribuzione è legata invece agli utenti finali,
anche di tipo residenziale, che al momento sono solo utilizzatori passivi dei sistemi di energia con
limitate possibilità di scelta delle modalità di utilizzo. Tuttavia, la maggiore sensibilità degli utenti
verso le tematiche ambientali e il risparmio energetico, nonché, nell’ottica di un sistema energetico avanzato, la necessità di ottimizzazione dei loro profili di carico, spingono verso la creazione
di una infrastruttura di comunicazione che possa aumentare la partecipazione degli utenti alla gestione dei consumi energetici e la loro interazione con i distributori, per un controllo dei costi e della
tipologia di energia consumata.
Figura 4.1 Ruolo delle reti di comunicazione nelle reti elettriche attuali e nelle Smart Grid
127
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
4.2 Infrastrutture e tecnologie di comunicazione utilizzabili
❑ 4.2.1 Architettura delle reti di comunicazione
Nell’evoluzione delle reti elettriche verso le SG, l’infrastruttura di comunicazione rappresenta una
componente indispensabile al sistema per consentire lo sviluppo di sistemi informativi e sistemi di
controllo e gestione in grado di fornire servizi avanzati. La scelta di adeguate architetture e tecnologie per le reti di comunicazione rappresenta un’importante decisione, che deve essere presa
alla luce di un ragionevole compromesso tra costi (che finora hanno messo un freno allo sviluppo
delle nuove reti elettriche) e prestazioni (che devono risultare adeguate a garantire lo scambio di
dati in tempo reale).
Per la parte relativa alle reti di trasmissione, gli operatori fanno uso da tempo di sistemi di controllo e gestione avanzati, basati su reti di comunicazione con collegamenti anche a lunga distanza
(Wide Area Network – WAN), che spesso sono possedute dagli stessi operatori e dedicate in modo
esclusivo alla rete elettrica. La preferenza verso reti private e dedicate rispetto ai servizi fornibili
dagli operatori di telecomunicazioni è motivata, dagli operatori stessi, con la criticità delle applicazioni di controllo della rete elettrica e dalla necessità di garanzie delle prestazioni del sistema di
comunicazione [7]. Ovviamente, oltre a questo, esiste un aumento di efficienza associato alle applicazioni di controllo, che giustifica pienamente i costi della rete di comunicazione.
Nel caso delle reti di distribuzione, la situazione è molto differente a causa della diffusione capillare
sul territorio dei punti da collegare, che richiede un’infrastruttura di rete di comunicazione molto più
estesa e, ovviamente, più costosa. Anche i vantaggi economicamente quantificabili sono minori, tuttavia l’affermazione della GD e i cambiamenti normativi tendono a modificare rapidamente la situazione. In questa porzione più periferica della rete elettrica, di crescente importanza per le future
SG, appare meno giustificato il ricorso a reti dedicate e molto più sostenibile un utilizzo, almeno parziale, di infrastrutture di comunicazione condivise con altri servizi.
L’architettura della rete di comunicazione per le reti di distribuzione elettriche deve rispondere a
scenari implementativi anche molto diversi in relazione alle caratteristiche dei punti da connettere,
alle caratteristiche dell’area e alla disponibilità di infrastrutture di comunicazione preesistenti.
La scelta di un’architettura flessibile, organizzata in modo gerarchico e in grado di utilizzare tecnologie eterogenee nei diversi livelli appare la più adatta a soddisfare le esigenze differenziate dei
distributori elettrici. Una possibile struttura a livelli della rete, che ricalca quelle in uso per altre applicazioni, come mostrato in Figura 4.2, divide la rete in:
• Home Area Network (HAN): rete domestica (o più in generale rete privata dell’utente) che collega sensori e dispositivi di misura e controllo dei dispositivi elettrici, interconnessa con le reti
esterne mediante un Home Gateway (HG) che fornisce anche supporto alle applicazioni di gestione dell’energia;
• Neighborhood Area Network (NAN): rete di aggregazione di più punti di accesso geograficamente vicini, che può opzionalmente essere utilizzata per garantire autonomia dagli operatori
di telecomunicazioni e prestazioni elevate per il cosiddetto ultimo miglio;
• Metropolitan Area Network (MAN): rete dedicata o condivisa per l’accesso cittadino in grado di
fornire supporto a un numero anche elevato di punti di accesso;
128
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
• Wide Area Network (WAN): reti e collegamenti a lunga distanza di tipo dedicato o condiviso per
il collegamento con centri di gestione e controllo regionali o nazionali.
Figura 4.2 Struttura multilivello delle reti di comunicazione
❑ 4.2.2 Tecnologie di comunicazioni
4.2.2.1 Home Area Network (HAN)
In ambito di reti HAN, numerose iniziative a livello industriale e di enti di standardizzazione stanno
cercando di far convergere su tecnologie di comunicazione e piattaforme software comuni (per
HG e meter) i diversi soggetti coinvolti. Tra le tecnologie più importanti su cui si sta concentrando l’attenzione si individuano ZigBee, Wi-Fi, Wireless M-Bus e PLC (Power Line Communica-
tion) su bassa tensione.
Zigbee è il nome commerciale di un insieme di protocolli di comunicazione ad alto livello, basato
sullo Standard IEEE 802.15.4 [8] che fornisce le specifiche per il livello fisico e il sottolivello MAC.
Tale tecnologia è stata sviluppata dalla ZigBee Alliance [9], un consorzio di aziende che ha per fine
la definizione di uno standard globale aperto per la realizzazione di prodotti di monitoraggio e
controllo affidabili, efficienti e a basso consumo energetico, connessi in una rete wireless.
Questo standard ha l’obiettivo di offrire una connessione economica e a basso consumo energetico, adatta in reti mesh costituite da dispositivi dotati di piccole antenne e di piccole batterie, che
necessitano di un bassissimo consumo di potenza, tale da non richiederne la sostituzione in tempi
brevi. Inoltre esso opera nelle frequenze radio assegnate per scopi industriali, scientifici e medici
129
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
(ISM) 868 MHz in Europa, 915 MHz negli Stati Uniti e 2,4 GHz nella maggior parte del resto del
mondo, con data rate ottenibili di 20, 40 e 250 kbps rispettivamente.
Grazie a meccanismi di gestione efficiente dell’energia e a consumi limitati, Zigbee risulta essere
una scelta interessante per assicurare la comunicazione tra dispositivi domestici, caratterizzati da
costi e risorse di potenza ridotti alla luce anche della certificazione che garantisce l’interoperabilità.
Wi-Fi è invece il nome commerciale della tecnologia di rete wireless definita negli standard della
famiglia IEEE 802.11 [10] usata per fornire una connessione sicura, affidabile e veloce. Le reti WiFi operano sulle bande radio non licenziate di 2,4 e 5 GHz, raggiungendo un data rate nominale
variabile da qualche Mb/s alle centinaia di Mb/s, secondo il tipo di specifica adottata.
Obiettivo della rete Wi-Fi è fornire connettività wireless in ambienti indoor e outdoor tramite l’uso
di antenne omnidirezionali o direttive. Le antenne appartenenti alla prima categoria vengono di
norma utilizzate per coprire zone relativamente piccole o, con raggi d’azione più grandi, possono
essere applicate per la copertura di aree pubbliche più vaste; con le antenne direttive è invece possibile coprire grandi distanze, definibili in termini di chilometri, e sono utili proprio per portare la
banda larga nei territori scoperti dalla rete cablata.
Grazie alla semplicità di installazione, alla flessibilità nell’amministrazione della rete e alla recente
introduzione di versioni ad alta velocità, il Wi-Fi è una tecnologia particolarmente adatta alla gestione di grossi volumi di dati e all’interconnessione con dispositivi d’utente anche di tipo portatile.
Box. 4.1 Focus sulle tecnologie di comunicazione delle reti HAN
Zigbee
Zigbee è una tecnologia nata dalla necessità di standardizzare la comunicazione senza fili
a basso bit rate su distanze limitate tra dispositivi intelligenti e multifunzione di piccole dimensioni.
Tale standard si è sviluppato basandosi sulle specifiche IEEE 802.15.4 per il livello fisico e
il livello di accesso al mezzo condiviso, pertanto lo stack protocollare Zigbee definisce soltanto i livelli di rete, sicurezza e applicazione con l’obiettivo di assicurare la scalabilità, l’affidabilità e la sicurezza della rete e l’interoperabilità tra i diversi apparati.
A livello fisico Zigbee supporta sedici canali e la modulazione O-QPSK (Offset Quadrature
Phase Shift Keying) per la banda ISM di 2,45 GHz, mentre per le frequenze 868 e 915 MHz
vengono utilizzati rispettivamente dieci canali e un canale e la modulazione BPSK. In tutti
e tre i casi, viene inoltre implementata la tecnica trasmissiva Direct Sequence Spread Spec-
trum (DSSS) al fine di garantire una buona robustezza ai disturbi, la ricezione dei segnali
deboli, l’integrità del segnale stesso e l’operabilità di più utenti. Le funzioni svolte dal livello
fisico comprendono l’attivazione/disattivazione dei trasmettitori, l’individuazione e la selezione dei canali disponibili e la stima e l’invio ai livelli superiori delle informazioni relative alla
qualità dei link e della trasmissione/ricezione dei dati.
Il livello MAC si occupa invece della generazione di speciali pacchetti (beacon) per la sincronizzazione dei dispositivi, del livello di sicurezza e dell’implementazione del CSMA/CA, pro-
130
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
tocollo di accesso al canale che verifica l’assenza di trasmissioni sul mezzo condiviso prima
di iniziarne una nuova. In particolare sono definite due modalità di funzionamento, slotted
e unslotted CSMA/CA, in base all’abilitazione della ricezione di beacon, le quali permettono
la riaccensione dei dispositivi a seguito di periodi di idle.
Il livello di rete è responsabile invece della gestione del routing all’interno della rete multi-
hop, mentre il livello applicativo fornisce un framework per lo sviluppo e la comunicazione
di applicazioni distribuite; in questo livello vengono poi definiti profili applicativi specifici che
garantiscono la coesistenza tra produttori diversi.
All’interno della rete, Zigbee prevede un coordinatore che gestisce la rete wireless, mentre
gli altri dispositivi vengono classificati dallo standard come:
• Full Function Device (FFD), che tipicamente è alimentato da rete elettrica e può comunicare direttamente con altri FFD, in grado di effettuare routing e fungere da coordinatore della rete.
• Reduced Fuction Device (RFD), che tendenzialmente è alimentato da batteria, non effettua routing e comunica solo con FFD e non direttamente con altri RFD.
Pertanto, in base alla tipologia dei dispositivi supportati, è possibile ottenere solo tre diversi
tipi di topologia di rete: a stella, mesh e a cluster.
Zigbee è quindi una tecnologia radio che permette la creazione di reti ad hoc di dispositivi
intelligenti, abilitando una serie di servizi innovativi che possono essere utilizzati in svariati
contesti applicativi.
Wi-Fi
Gli standard IEEE 802.11, o più comunemente Wi-Fi, sono tecnologie attraverso le quali
vengono realizzate reti wireless scalabili, flessibili e convenienti. Esse utilizzano un mezzo
radio condiviso, su bande non licenziate con interferenza altamente variabile, pertanto ricorrono ad un livello fisico progettato per essere robusto all’interferenza. Le modalità di trasmissione delle informazioni più utilizzate dal Wi-Fi sfruttano la tecnica Direct Sequence
Spread Spectrum che tende a distribuire l’energia del segnale su una banda in frequenza
più larga rispetto a quella del segnale stesso, limitando così l’impatto dell’interferenza sulle
prestazioni del sistema di trasmissione, mentre le modulazioni generalmente impiegate sono
DPSK, QPSK con spreading e OFDM.
L’accesso al mezzo fisico è regolato da diverse funzioni logiche di coordinamento che possono fornire un accesso distribuito o con collision free. Le prime si basano sulla tecnica
CSMA/CA e permettono il coordinamento nell’accesso tra stazioni diverse senza bisogno di
un’entità centrale; le seconde necessitano invece di un “point coordinator”, che provvede
a fornire le esplicite segnalazioni da trasmettere ai singoli dispositivi, pertanto è possibile
applicarle solo in architetture di rete centralizzate. La tecnologia Wi-Fi consente infatti di costruire architetture centralizzate o ad hoc. All’interno di queste reti si possono raggiungere
rate massimi di 11 Mb/s e 54 Mb/s ricorrendo agli standard 802.11b e 802.g, operanti entrambi nello spettro di frequenza nell’intorno di 2,4 GHz. Lo standard 802.11a è in grado di
131
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
offrire rate massimo di 54 Mb/s lavorando esclusivamente nella banda dei 5 GHz, mentre
lo standard 802.11n, ancora in fase di definizione, grazie all’uso di entrambe le bande da
2,4 e 5 GHz, dovrebbe garantire velocità reali di circa 100 Mb/s.
Un’altra peculiarità delle reti Wi-Fi consiste nella sicurezza, che sono in grado di offrire grazie alle particolari modalità di autenticazione definite nel protocollo 802.1x e ai differenti algoritmi di cifratura, ossia strategie che consentono di assicurare l’integrità e la confidenzialità
nello scambio dei dati all’interno del mezzo condiviso.
La semplicità, il continuo sviluppo e la possibilità di sostenere data rate sempre maggiori
hanno reso dunque il Wi-Fi la tecnologia più diffusa per assicurare la connettività all’interno
delle reti HAN.
M-Bus e Wireless M-Bus
M-Bus, insieme alla sua versione wireless, è uno standard europeo sviluppato per consentire lo scambio informativo unidirezionale o bidirezionale tra sensori e attuatori.
Il suo principio di funzionamento è basato sul “Single Master Slave” e prevede l’uso di un
unico M-bus Master che pilota e coordina le varie periferiche (Slave); di conseguenza possono essere supportate varie topologie di rete ad eccezione di quella ad anello.
M-Bus adotta un’architettura protocollare collassata OSI a tre strati costituiti dal livello fisico wired o wireless, dal livello data link basato sullo standard IEC 60870-5 e dal livello applicativo dedicato; è previsto opzionalmente anche il livello di rete per gestire particolari
problematiche di indirizzamento.
La variante wireless si differenzia dalla versione wired per il supporto di vari modi di utilizzo
(“Stationary mode” S, ”Frequent transmit mode” T e “Frequent receive mode” R2), con i
quali si è in grado di assicurare la comunicazione one-way o two-way in sistemi fissi e mobili. In particolare, attraverso il modo di comunicazione bidirezionale T2 è possibile non solo
la telelettura dei dati ricavati da dispositivi periferici, ma anche gestire la sincronizzazione
del tempo e la distribuzione delle chiavi crittografiche; questo è consentito grazie anche
alla presenza di due diversi canali di comunicazione, uno per la tratta downlink (master-to-
slave), l’altro per la tratta uplink (slave-to-master).
In entrambe le versioni, M-Bus garantisce un elevato livello di sicurezza nella trasmissione
dei dati, bassi costi per il collegamento dei dispositivi, un significativo grado di flessibilità e
scalabilità del sistema grazie al riconoscimento automatico dei dispositivi e all’ampia disponibilità di apparati; tutte queste peculiarità rendono la tecnologia applicabile in vari contesti anche se essa si è sempre più affermata per supportare il monitoraggio, la lettura e la
gestione remota di contatori di varia tipologia.
PLC
PLC è una tecnologia attraverso la quale si sfruttano le linee elettriche per offrire servizi di
connettività.
Poiché l’energia elettrica viene trasportata su linee ad alta tensione, distribuita su media tensione e usata dagli utenti in bassa tensione, si individuano diversi tipi di comunicazioni PLC
132
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
in base alle diverse bande frequenziali e alle caratteristiche trasmissive dei cavi elettrici
usati. In particolare si utilizzano i termini NPL (Narrowband Power Line) e BPL (Broadband
Power Line) per indicare rispettivamente la trasmissione PLC nel range frequenziale 3 kHz148,5 kHz e 2-50 MHz.
La tecnologia PLC si applica sia sulle reti ad alta tensione, in cui viene utilizzata soprattutto
dai gestori per il controllo della rete elettrica, che sulle reti a media e bassa tensione, in cui
è impiegata per raccogliere informazioni da dispositivi di misura, successivamente elaborate
per ottenere una migliore gestione ed efficienza della rete.
I sistemi PLC applicano efficienti tecniche di modulazione, come l’allargamento spettrale e
OFDM per l’invio dei segnali, mentre i problemi di disturbo sono risolti attraverso meccanismi di gestione degli errori (FEC, ARQ), anche se tali accorgimenti tendono a consumare una
certa porzione della capacità della rete PLC a causa degli overhead e delle ritrasmissioni.
M-Bus [11], acronimo di Meter Bus, è un protocollo di coordinamento asincrono, message-oriented,
che consente la comunicazione di elementi distribuiti in una rete locale; è pertanto uno standard che
può essere utilizzato come bus di comunicazione per la lettura dei dati di consumo dei meter.
M-Bus permette di comunicare a velocità di 300, 2400 e 9600 baud1 con possibilità di adottare differenti data rate sulla stessa rete bus, anche se la massima velocità di trasmissione è comunque
influenzata da fattori quali il tipo e il numero dei dispositivi collegati, le distanze da coprire e il tipo
e il percorso del cavo utilizzato. La copertura assicurata da questa tecnologia può estendersi fino
a 10 chilometri, con lunghezza massima del bus stesso dell’ordine di qualche chilometro. È prevista inoltre una variante wireless, basata sullo Standard EN13757-4 [12], che opera nella banda ISM
868 MHz con uno schema di modulazione FSK senza alcuna tecnica di allargamento dello spettro
e che promette rate di trasmissione di 100 kbaud o 32 kbaud.
In entrambi le varianti, M-Bus risulta un protocollo interessante per la comunicazione tra dispositivi in ambito domestico dal momento che permette implementazioni semplici, dai bassi costi e dai
ridotti consumi energetici, contribuendo in questo modo ad aumentare l’autonomia delle batterie,
potenziale punto critico dei dispositivi mobili.
Power Line Carrier (PLC) [13] è una tecnologia che consente la trasmissione di voce e dati su rete
elettrica. Essa è implementata sovrapponendo al trasporto di corrente elettrica un segnale a frequenza più elevata, modulato dall’informazione da trasmettere. Il principale vantaggio di un simile
approccio consiste nella riduzione dei costi per la realizzazione dell’infrastruttura di rete, mentre
gli svantaggi sono riconducibili principalmente a fattori fisici e legali. I primi sono dovuti alle perdite sul mezzo e al risultante rapporto segnale rumore al ricevitore per una data potenza tra-
1
Un baud equivale a un simbolo trasmesso al secondo. Benché spesso confusa con l’unità bit per secondo (bit/s o bps),
essa differisce da quest’ultima perché a un simbolo possono corrispondere più bit, se si usano tecniche di modulazione non
binaria (di ampiezza, frequenza o fase). In questi casi la velocità espressa in bit/s può essere multipla di quella espressa
in baud.
133
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
smessa, mentre i limiti legali sono imposti dagli standard, dal momento che la comunicazione PLC
deve coesistere con altri dispositivi sulla stessa rete.
Nonostante gli eventuali problemi di propagazione del segnale sulle linee elettriche e di interferenza, la tecnica PLC rappresenta un’alternativa a basso costo interessante per le HAN, grazie alla
diffusione capillare della rete BT e alla recente introduzione di nuovi standard industriali per collegamenti ad alta velocità, basati sulle specifiche del consorzio HomePlug AV [14].
4.2.2.2 Neighborhood Area Network (NAN)
Le NAN sono un’opzione possibile per la creazione di reti a basso costo per l’interconnessione di
punti di accesso relativi ad utenze geograficamente vicine; tra le tecnologie particolarmente adatte
a tali tipologie di rete vi sono le reti wireless MESH, che consentono di creare infrastrutture di rete
completamente wireless utilizzando collegamenti a basso costo (come Wi-Fi per outdoor e ponti
radio Hiperlan) [15].
4.2.2.3 Metropolitan Area Network (MAN)
Le MAN sono probabilmente la porzione più critica della rete di comunicazione per le SG. La maggior parte delle applicazioni richiede lo scambio di flussi informativi che rimangono confinati in
area metropolitana (la distanza dei punti d’accesso dalla Cabina Primaria è nella maggior parte dei
casi inferiore a qualche chilometro).
Una possibilità è offerta dalle linee di accesso digitali (DSL), fornite dagli operatori di telecomunicazioni per l’accesso a internet pubblica; sfruttando la capillarità della rete in rame sul territorio,
tramite la disposizione, nella banda sopra quella riservata alla telefonia analogica tradizionale (4
kHz), di una serie di sottoportanti equispaziate di circa 4,3 kHz, si è in grado di assicurare rate variabili da 640 kb/s a diverse decine-centinaia di Mb/s in downlink e da 128kb/s a qualche Mb/s in
uplink, in base alla tecnologia DSL adottata e alla distanza percorsa. Il metodo di modulazione più
utilizzato all’interno di queste linee si fonda pertanto sull’OFDM, tecnica che prevede l’utilizzo in
parallelo di più sottocanali modulati con un codice, in modo da minimizzare l’interferenza e da
sfruttare al meglio i canali trasmissivi problematici, adattando la modulazione alle caratteristiche
dei singoli canali e scartando quelli inutilizzabili. La trasmissione duplex (nelle due direzioni) coesiste quindi col segnale fonico ed è effettuata in divisione di frequenza, con bande diverse per le
due direttrici, al fine di adeguarsi meglio alle caratteristiche asimmetriche del traffico.
Come per altri servizi specifici come il VOIP e la IPTV, eventuali garanzie di qualità di servizio, a seguito di specifiche esigenze in termini di ritardo o jitter, possono essere fornite dagli operatori attraverso meccanismi di differenziazione del traffico delle applicazioni di interesse, anche se studi recenti
dimostrano come l’accesso indifferenziato sia spesso sufficiente anche per le applicazioni più critiche.
Approcci alternativi per le MAN sono basati su reti wireless come WiMAX e le reti cellulari.
WiMAX è il nome usato per reti basate sugli Standard 802.16 [16], le quali definiscono un accesso
wireless su grandi aree sia in modalità fissa che in mobilità. Nel primo caso si è in grado di raggiungere un data rate di 75 Mbps con raggi di cella estendibili fino a 75 chilometri; in mobilità invece il rate scende a 15 Mbps con celle che coprono aree variabili tra 2 e 4 chilometri.
Le reti WiMAX possono offrire servizi e prestazioni alternativi a quelli DSL degli operatori di tele-
134
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
comunicazioni tradizionali e coprire aree in Digital Divide2. Il futuro ruolo di WiMAX nelle reti d’accesso è al momento poco prevedibile, a causa dei notevoli ritardi di sviluppo delle reti rispetto ai
piani annunciati.
Un affermato concorrente delle reti WiMAX è costituito dalle reti cellulari, sviluppatesi dagli inizi
degli anni novanta, come valido mezzo per fornire servizi voce e dati in mobilità, garantendo al
contempo la compatibilità con le reti fisse. Esse devono il loro successo alla standardizzazione
della tecnologia Global System for Mobile Communications (GSM) [17] che ne ha reso possibile la
diffusione a livello mondiale grazie all’adozione di una struttura univoca.
Il GSM è stato progettato principalmente per offrire servizi sia di telefonia, con numerose funzioni
supplementari, sia di dati a circuito a singolo canale o a canale multiplo. I servizi di dati a pacchetto
sono stati invece introdotti in seguito, attraverso l’implementazione, in un primo momento, del Ge-
neral Packet Radio Service (GPRS) [18] e poi dell’UMTS (Universal Mobile Telecommunications System) [19]: nuova tecnologia sviluppata per soddisfare le sempre più crescenti richieste di bit rate
elevati delle applicazioni di nuova generazione. Grazie ad un diverso utilizzo dei canali del GSM e all’introduzione di nuove unità all’interno della rete, queste due tecnologie riescono a incrementare le
prestazioni nello scambio di dati, continuando a garantire le medesime condizioni di copertura.
Box 4.2 Focus sulle tecnologie nelle reti MAN
WiMAX
WiMAX è una tecnologia basata su un’architettura IP che pone tale standard in posizione
intermedia tra Wi-Fi e i sistemi cellulari in termini di velocità, copertura, qualità del servizio
e mobilità.
Le reti WiMAX sono state sviluppate per operare su diversi intervalli frequenziali con una
buona flessibilità nella scelta della banda del canale. In particolare vengono utilizzate le frequenze licenziate tra i 10 e i 66 GHz in Line-Of-Sight; in contesto urbano si usano anche le
frequenze licenziate e non, tra i 2 e gli 11 GHz in Non-Line-Of-Sight. L’uso di antenne multiple e MIMO, connaturato in WiMAX, consente di ottenere inoltre benefici in termini di copertura, consumo energetico, ri-uso frequenziale ed efficienza spettrale.
WiMAX è progettato per lavorare con IP e per supportare a livello MAC differenti tipi di traffico. In particolare il livello MAC è diviso in tre sottolivelli: il Sottolivello di Convergenza di
Servizio Specifico (CS) che costituisce un’interfaccia logica con i livelli superiori, il Sottolivello
MAC a Parte Comune (MAC CPS) che garantisce l’accesso al sistema, l’allocazione della
banda e l’instaurazione e la manutenzione della connessione e il Sottolivello di Privacy (Pri-
vacy Sublayer) che fornisce autenticazione e meccanismi di scambio delle chiavi. Il livello
fisico, definito mediante diverse specifiche in base alle frequenze utilizzate, supporta mo-
2
L’espressione Digital Divide si riferisce all’impossibilità di accesso e di fruizione alle nuove tecnologie informatiche e di
comunicazione presente in alcune porzioni di territorio.
135
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
dulazioni sia Single Carrier che OFDM. L’accesso al mezzo radio è multiplo e a divisione di
tempo, con negoziazione della banda iniziale, autenticazione e registrazione; inoltre, a seconda della qualità di servizio, l’accesso al mezzo radio può essere a contesa, a banda garantita o a polling.
Lo standard 802.16 specifica infine due tipologie di rete, Punto-MultiPunto e MultiPunto-MultiPunto.
Reti cellulari
Le reti cellulari costituiscono un’ulteriore modalità di sfruttamento della banda radio per fornire servizi di telefonia e di dati in mobilità. La tecnologia più diffusa a livello globale è il
GSM, standard nato in Europa e successivamente esteso in altre nazioni visto l’enorme successo iniziale.
La rete GSM lavora in Europa nelle bande intorno alle frequenze di 900/1800 MHz e negli
Stati Uniti in quelle di 850/1900 MHz con modulazione GMSK (Gaussian Minimum Shift Ke-
ying) a fase continua con forma d’impulso gaussiana e codifica di canale convoluzionale a
differenti rate per supportare diversi tipi di servizio. L’accesso è di tipo multiplo multicarrier
TDMA che consente di creare, su ogni portante radio, fino a 8 canali per la trasmissione di
voce codificata a 13 kB/s.
Inoltre, vengono implementati meccanismi di power control, per regolare la potenza emessa
in base alle condizioni di propagazione, e di discontinuos transmission, per interrompere la trasmissione della voce codificata durante le pause nella conversazione al fine di ridurre l’interferenza e il consumo energetico. La trasmissione è protetta inoltre da codici FEC che, grazie
all’introduzione di bit di ridondanza, riescono a correggere eventuali errori (benché in misura
limitata), mentre l’adozione di un meccanismo di frequency hopping permette di distribuire
eventuali disturbi su più flussi informativi, consentendo un più facile recupero di parti danneggiate. Accanto al GSM si è affermato il GPRS, tecnologia che per rendere disponibile il proprio
servizio dati a pacchetto sfrutta i canali TDMA, le frequenze e la stessa struttura della rete
GSM, con l’introduzione di alcune limitate modifiche hardware e software al sistema. La caratteristica principale del GPRS, che lo differenzia dal GSM, è la capacità di occupare all’interfaccia radio TDMA gli slot di tempo solo quando si trasmettono i pacchetti, pertanto è possibile
applicare una multiplazione statistica di più utenti sugli stessi slot; nel GSM è prevista invece
una mappatura fissa tra slot e contenuto informativo, senza possibilità di variazione.
Il GPRS supporta 4 schemi di codifica di canale per raggiungere velocità di 25-40 kbps, le
quali vengono estese tramite codifiche leggere e modulazioni multilivello (8PSK) con l’evoluzione EDGE (Enhanced Data rates for GSM Evolution). L’ultima tecnologia diffusasi nel
mercato delle comunicazioni mobili è l’UMTS, standard per servizi voce e dati in mobilità,
basata sullo standard W-CDMA, che promette di raggiungere velocità di picco teoriche di 2
Mbps. Le frequenze utilizzate da tale tecnologia sono da 1920 MHz a 1980 MHz in uplink e
da 2110 a 2170 MHz in downlink, in cui si utilizza la modalità FDD (Frequency Division Du-
plex) per la trasmissione digitale della voce alla stessa velocità nelle due direzioni; da 1900
136
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
ai 1920 MHz e da 2015 a 2025 MHz dove si usa la modalità TDD (Time Division Duplex) per
gestire il traffico asimmetrico in rete. Le frequenze tra 1980-2010 MHz e 2170-2200 MHz
vengono invece riservate per le applicazioni UMTS satellitari così da consentire l’effettiva copertura globale. UMTS prevede inoltre una suddivisione delle bande sopracitate in portanti
di ampiezza di 5 MHz e l’applicazione, per ogni conversazione, di un codice univoco per
consentirne l’individuazione all’interno del canale radio sul quale viaggiano appaiate. Evoluzioni quali HSDPA (High Speed Downlink Packet Access) e HSUPA (High-Speed Uplink
Packet Access) consentono poi di incrementare la velocità di ricezione e di invio dei dati fino
a 14,4 Mb/s e 5,76 Mb/s, anticipando il trend di aumento dei data rate in uplink e downlink
promesso dalla prossima generazione di reti cellulari, LTE (Long Term Evolution).
Tutte le reti cellulari sopra descritte, grazie alla loro flessibilità, sono già largamente utilizzate per
applicazioni legate al mondo dell’energia, principalmente nell’ambito della comunicazione tra smart
meter e sistemi centrali; il progetto Telegestore di Enel, descritto nel paragrafo 4.4.5, ne dimostra un esempio di implementazione.
4.2.2.4 Wide Area Network (WAN)
Per quanto concerne le reti WAN, si può osservare come esse siano per le reti di distribuzione meno
importanti che per le reti di trasmissione. Per questo la possibilità di utilizzare i servizi degli operatori di telecomunicazioni anche per collegamenti di lunga distanza è probabilmente quella più ragionevole in termini di costo.
4.3 Possibili scenari di integrazione con le reti d’energia attive
Lo sviluppo delle reti di comunicazione nell’ultimo decennio ha mostrato una tendenza precisa di
trasformazione, dallo scenario di infrastrutture e tecnologie eterogenee dedicate a servizi specifici, verso una convergenza di tutti i servizi su piattaforme di comunicazione basate su IP (Inter-
net Protocol) e sulla suite di protocolli di internet. Servizi tradizionalmente forniti su reti dedicate,
come ad esempio la telefonia, sono oggi quasi completamente basati su IP (VOIP), mentre altri,
come la TV, sono avviati ad un rapido processo di trasformazione (IPTV).
Uno dei vantaggi consentiti dalla tecnologia IP è la possibilità di utilizzo di tecnologie di comunicazione di tipo eterogeneo a livello di singolo collegamento o di sottorete (fibra ottica, ponti radio,
WiFi, WiMax, PLC, ecc.), ma con un’unica tecnologia di rete in grado di supportare le applicazioni
più diverse senza bisogno di adattamento ai protocolli di comunicazione di basso livello. Parallelamente, lo sviluppo delle reti d’accesso a banda larga ha consentito l’accesso alle piattaforme di
servizi IP a una percentuale molto alta delle utenze residenziali, pur con qualche difficoltà nell’estendere l’accesso ad alcune porzioni del territorio (aree in Digital Divide).
Nonostante la criticità di alcune delle applicazioni per le SG, il volume di traffico generato sarà nella
maggior parte dei casi decisamente più piccolo di quello di altre applicazioni del mondo internet
137
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
e sicuramente molto inferiore alla capacità delle moderne reti d’accesso. La prospettiva di condivisione dell’infrastruttura di comunicazione IP appare dunque praticabile a patto di introdurre strumenti atti a garantire le prestazioni e la qualità di servizio per le applicazioni delle reti elettriche.
Inoltre, il contenimento dei costi che deriva dalla condivisone è potenzialmente in grado di accelerare l’introduzione dei servizi per le SG.
Sia nel caso di reti di comunicazione dedicate, che di reti condivise con altri servizi, l’aspetto da
valutare attentamente, per garantire l’interoperabilità delle due reti, è quello che riguarda le prestazioni e la qualità di servizio. A differenza del caso delle reti elettriche di trasmissione, dove vi
è una prevalenza di servizi critici, che richiedono al sistema di comunicazione affidabilità e prestazioni elevate, nelle reti di distribuzione è prevedibile la convivenza di applicazioni con esigenze diverse e mediamente con requisiti di qualità meno stringenti [7]. Pertanto le scelte progettuali e
tecnologiche devono necessariamente essere guidate dal servizio con i requisiti prestazionali più
stringenti, nel caso di convivenza di più servizi sullo stesso tratto di rete di comunicazione.
❑ 4.3.1 Requisiti prestazionali
I parametri prestazionali di interesse per la rete di comunicazione sono principalmente la capacità
di trasporto di informazioni, espressa in bit al secondo, il ritardo di trasferimento dei dati dalla sorgente alla destinazione finale, e l’affidabilità. In alcuni casi può essere rilevante anche la variazione
di ritardo (jitter). Rispetto a un flusso informativo relativo a un’applicazione, la capacità della rete
di comunicazione dipende da quella dei diversi collegamenti attraversati e in particolare da quello
con capacità più bassa, che costituisce il collo di bottiglia per la comunicazione. Quando i collegamenti sono condivisi, la capacità disponibile per ciascun flusso risulta variabile a causa del traffico
generato dalla trasmissione, mediante le stesse risorse di comunicazione delle altre informazioni.
Il ritardo di trasferimento ha componenti fisse, legate ai tempi di elaborazione e trasmissione da
parte dei nodi di rete e al tempo di propagazione del segnale, e componenti variabili dovute al traffico che condivide i collegamenti e che può generare congestione di rete.
L’affidabilità del sistema di comunicazione dipende direttamente da quella dei suoi collegamenti e
apparati di rete, ma più in generale può essere correttamente riferita alla percentuale di tempo
nella quale il sistema è in grado di garantire le prestazioni necessarie al funzionamento di una specifica applicazione.
Nel dettaglio è possibile dividere le applicazioni per le SG in tre classi: monitoraggio, controllo, e
protezione/sicurezza. Le applicazioni di monitoraggio e raccolta dati da sensori di vario tipo posti
in rete sono tipicamente quelle meno critiche dal punto di vista della comunicazione, per quel che
riguarda il ritardo di trasferimento e l’affidabilità, ma spesso sono anche quelle che generano la
maggior mole di dati e che impongono vincoli di dimensionamento in termini di capacità complessiva disponibile.
Le applicazioni di controllo e regolazione sono più critiche a causa della necessità di comunicazione
bidirezionale, ma nella rete di distribuzione tipicamente non vanno oltre requisiti di ritardo dell’ordine di secondi. Infine, le applicazioni di protezione sono quelle più problematiche dal punto di vista
del ritardo massimo tollerato, di solito dell’ordine delle centinaia di millisecondi, e dell’affidabilità.
Tuttavia, anche in questo caso i requisiti sono normalmente meno stringenti che in altre porzioni
138
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
della rete elettrica, a causa della presenza di meccanismi di protezione intrinseca in grado di intervenire qualora si presentassero problemi di collegamento.
Nella situazione in cui la rete di comunicazione possa essere dedicata alle applicazioni della rete
elettrica, le scelte progettuali sono legate solo alle caratteristiche delle tecnologie disponibili per i
collegamenti e al loro costo. Nel caso si consideri l’uso di reti condivise con altri servizi, come
quelle fornite dagli operatori di telecomunicazioni, occorre invece tener conto anche dell’interazione
tra i diversi flussi di traffico che rende variabili nel tempo le prestazioni e richiede strumenti per
la gestione della qualità. Le reti dati basate su IP dispongono ormai di strumenti consolidati per
la gestione della qualità che operano sulla classificazione e differenziazione dei flussi di traffico che
le attraversano. Ove necessario è possibile utilizzare negli apparati di rete opportuni meccanismi
per garantire una capacità minima ai flussi, mediante schemi di suddivisione dinamica delle risorse trasmissive, e ritardi di trasferimento contenuti anche in caso di congestione, tramite l’utilizzo di priorità. Ovviamente i costi dei servizi di comunicazione offerti dagli operatori dipendono
dai livelli di qualità richiesti e questo fornisce utili gradi di libertà nella scelta delle soluzioni migliori,
in termini di compromesso tra costi e prestazioni.
❑ 4.3.2 Protocolli di controllo e gestione
Dal punto di vista dei protocolli che possono supportare l’integrazione della rete di comunicazione
con le reti elettriche, si sottolinea l’uso di protocolli applicativi comuni per consentire lo sviluppo
veloce di servizi e apparati interoperabili. Col termine protocollo applicativo si indicano di norma i
messaggi e le regole che gestiscono la segnalazione e la comunicazione tra due entità applicative.
A seconda della modalità con cui interagiscono i sistemi, si individuano due tipologie di architetture, client-server e peer-to-peer. La modalità client-server si avvale della logica per cui il client
usufruisce di un certo servizio instaurando una connessione col server, che provvede a fornire
l’opportuna risposta alla richiesta del client a seguito dello svolgimento di una determinata azione.
La comunicazione coinvolge pertanto esclusivamente il client e il server, con quest’ultimo che
eroga un servizio e con il client che lo sfrutta. Il paradigma peer-to-peer invece prevede una gerarchia paritaria tra i vari soggetti coinvolti nella comunicazione, pertanto i ruoli di client e di server variano a seconda degli scenari. La comunicazione inoltre può coinvolgere più soggetti secondo
modalità di distribuzione multicast o broadcast.
L’interfacciamento tra la rete elettrica e la rete dati per gestire tutte le funzioni di protezione, comando, monitoraggio e automazione può essere effettuato sfruttando il protocollo applicativo IEC
61850 [20], già impiegato nel mondo elettrico per l’automazione delle stazioni, ma sempre più appoggiato nel divenire protocollo di comunicazione universale all’interno delle SG.
Lo standard definisce in particolare il formato dati, gli oggetti e il linguaggio di configurazione per
la comunicazione dei vari dispositivi nell’ambito dei sistemi di automazione e controllo per la rete
elettrica, realizzando un modello astratto a oggetti che replica in ogni dettaglio i dispositivi e le funzioni svolte nel mondo elettrico reale. Elemento centrale di questo modello è il “Logical Node”, ossia
una classe che rappresenta una funzione particolare del sistema. A tale oggetto sono poi attribuite
delle proprietà specifiche per ogni genere di classe e dei determinati servizi. L’aggregazione di più
Logical Node, in Logical Device, e poi in Server, costituisce l’Intelligent Electronic Device (IED), di-
139
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
spositivo fisico del sistema su cui viene implementato il modello. Il modello virtuale così sviluppato
viene infine tradotto concretamente a livello applicativo nel modello ISO/OSI, in base alle specifiche contenute nelle sezioni 61850-8-1 e 9-x dello standard, le quali definiscono la mappatura del
modello astratto in messaggi GOOSE o MMS.
Nelle reti di comunicazioni infatti si parla spesso di architetture protocollari a strati per sottolineare la gerarchia presente fra i diversi protocolli e le funzioni svolte a seconda del livello di appartenenza.
Il modello OSI (Open System Interconnection) dell’ISO (International Organization for Standardi-
zation) [21] è lo standard preso come riferimento e definisce una pila modulare composta da sette
livelli (Figura 4.3), distinti dall’alto in basso in:
• strato di applicazione, che fornisce servizi user-end;
• strato di presentazione, che stabilisce la sintassi e il formato con cui i dati vengono scambiati;
• strato di sessione, che determina la modalità di dialogo (half-duplex o full-duplex) e gestisce
le informazioni di sincronizzazione;
• strato di trasporto, che fornisce una trasmissione affidabile dei messaggi di livello 7 da estremo
ad estremo, secondo modalità che tengono conto delle caratteristiche della sottostante rete di
comunicazione;
• strato di rete, che sovraintende al trasferimento di informazioni lungo una sequenza di nodi in
rete e al controllo della congestione dei pacchetti;
• strato di collegamento dati, che svolge la funzione di trasferimento dati privo di errori tra due nodi
adiacenti e strato fisico che provvede alla trasmissione dei singoli bit sul mezzo trasmissivo.
Figura 4.3 Architetture dei protocolli prevista dallo Standard ISO/OSI e dai messaggi GOOSE e MMS
140
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
Tale modello stratificato permette anche di omettere alcuni livelli generando così un modello ristretto costituito solo dai livelli applicativo, data link e fisico.
L’architettura che si ottiene seguendo la norma IEC 61850 varia a seconda del tipo di messaggi
utilizzati per lo scambio di informazioni.
GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) [20][22] è infatti un tipo di messaggio usato
per l’invio rapido di informazioni tra oggetti, basato sul meccanismo publisher/subscriber. Esso
fornisce un metodo per la trasmissione veloce degli eventi di sottostazione come comandi, allarmi
e indicazioni, attraverso messaggi broadcast pubblicati sul mezzo di comunicazione e interpretati
solo da alcuni elementi del sistema. I messaggi GOOSE prevedono il passaggio diretto dal livello
applicativo al livello data link – MAC, per cui vengono tradotti direttamente in un frame Ethernet
che viene ripetutamente trasmesso a più destinatari, senza conferma di ricezione.
La modalità di distribuzione è pertanto di tipo peer-to-peer multicast con messaggi inviati da un
IED e ricevuti da più subscriber; la trasmissione avviene in modo continuativo ad intervalli regolari fino all’evento corrispondente alla pubblicazione di un nuovo dato.
MMS (Manufacturing Message Specification) [23] è invece uno standard internazionale (ISO 9506) di
comunicazione di livello applicativo che fornisce un insieme di servizi volti ad agevolare lo scambio in
tempo reale di dati e informazioni di controllo tra i dispositivi di rete e i sistemi che li interrogano.
Gli oggetti e i messaggi definiti da MMS sono sufficientemente generici da essere appropriati per
una gran parte di dispositivi, applicazioni e industrie, pertanto consentono un’elevata interoperabilità tra dispositivi eterogenei.
Lo standard si articola in più sezioni, con la prima, di servizio, che specifica i dispositivi virtuali utilizzabili, i messaggi che i nodi possono scambiarsi in rete e i parametri ad essi associati, e la seconda, protocollare, che illustra la sequenza che i messaggi devono seguire in rete, il formato dei
messaggi e l’interazione di MMS con gli altri livelli dello stack OSI.
Il principale obiettivo di MMS è definire un meccanismo di comunicazione per dispositivi o applicazioni che garantisca un elevato livello di interoperabilità, pertanto MMS specifica non solo i formati dei messaggi ma anche gli oggetti, i servizi e la procedura di gestione di tali servizi. In
particolare si definisce un modello di Virtual Manufacturing Device (VMD) in cui vengono specificati solo gli aspetti visibili di rete di un dispositivo. All’interno di questo modello, MMS rappresenta
l’unica interfaccia di rete, celando i livelli sottostanti; i dispositivi reali vengono inoltre mappati, attraverso una specifica funzione di trasferimento, in oggetti virtuali dotati di specifici attributi, garantendo in questo modo la comunicazione fra elementi diversi.
A differenza di GOOSE, il protocollo MMS non si basa su una modalità di distribuzione di tipo peerto-peer a livello 2 ma sfrutta i servizi di connettività di TCP/IP, instaurando relazioni di tipo clientserver tra i dispositivi in rete, con il client che invia richieste al server e quest’ultimo che fornisce
le adeguate risposte al primo a seguito dell’esecuzione di opportune azioni.
L’adozione dello Standard IEC 61850 come protocollo applicativo comune all’interno dell’intera SG
costituisce il primo passo per rimuovere le barriere che impediscono l’accesso a una pluralità di
soggetti in grado di sviluppare applicazioni e servizi in modo competitivo, mentre l’integrazione dei
servizi delle SG su piattaforme IP può rendere possibile la prospettiva dell’“Internet of Energy”,
nella quale i due più importanti sistemi complessi a diffusione globale convergono per migliorare
l’efficienza e l’impatto ambientale della produzione e distribuzione dell’energia.
141
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
4.4. Smart metering e interazioni con gli utenti
❑ 4.4.1 Sviluppo dello smart metering
L’evoluzione della rete elettrica verso il paradigma delle SG ha comportato, come primo elemento
tangibile per l’utente finale, l’introduzione di sistemi di smart metering in grado di migliorare la gestione delle misure da parte delle utility di distribuzione. I semplici contatori dell’energia installati
presso gli utenti sono diventati “smart meter”, dispositivi intelligenti interfacciati con la rete dati,
in grado di dialogare con il centro di raccolta ed elaborazione dati del distributore, al fine di trasmettere le informazioni sui consumi energetici rilevati. Tali sistemi di misura innovativi vengono
classificati, in base alle funzionalità supportate, in Automatic Meter Reading (AMR) e in Automated
Metering Management (AMM). Gli smart meter del primo tipo implementano semplici funzioni di
telelettura dei profili di energia assorbita, anche istantaneamente, dagli utenti e dei profili tariffari, lasciando così l’operatività umana ai soli casi di guasto degli apparati e non più alla rilevazione
dei consumi. I dispositivi appartenenti al secondo tipo invece supportano una comunicazione bidirezionale verso le utility di distribuzione e quindi, oltre alle funzioni appena elencate, possono
migliorare e velocizzare i servizi commerciali resi alla clientela in occasione di subentri, morosità,
cambi della potenza contrattuale o del piano tariffario, rendere più veloce il passaggio da un fornitore di energia elettrica a un altro, svolgere anche funzioni di autodiagnostica, segnalamento dei
guasti e analisi della qualità nella fornitura di energia elettrica in termini di interruzioni, variazione
di tensione e misura del carico.
Entrambi i sistemi consentono all’utility di distribuzione di avere non solo una visione dei consumi
di energia elettrica globale o per ogni cliente, ma anche una riduzione dei costi a seguito dell’automatica acquisizione dei dati e di una più semplice rilevazione dei guasti.
L’opportunità di monitorare accuratamente il consumo dell’energia all’interno della rete, grazie ai
dati forniti dagli smart meter, costituisce infatti per le utility un valido mezzo per esaminare le
aree in cui l’uso di energia è superiore rispetto alle previsioni; lo smart metering diventa quindi un
indispensabile strumento per la rilevazione delle anomalie.
In relazione alla GD alcune notevoli sinergie possono inoltre essere ottenute sfruttando l’infrastruttura di comunicazione degli smart meter per controllare da remoto i generatori.
Gli attuali standard di comunicazione per gli smart meter si distinguono principalmente per il mezzo
di comunicazione utilizzato, wired o wireless.
❑ 4.4.2 Comunicazione Wired
Il principale mezzo di comunicazione wired impiegato sulla rete di bassa e media tensione per lo
smart metering è la Power Line Communication (PLC), che sfrutta, come illustrato nel paragrafo
4.2.2, la rete elettrica (essenzialmente BT) già presente per trasportare un segnale ad alta frequenza modulato con l’informazione da trasmettere. Come definito nella normativa IEC 61334-31 [24], tale tecnica di trasmissione utilizza le bande di frequenza da 3 a 148,5 kHz, con la banda
di 3-95 kHz limitata ai distributori di energia elettrica e ai loro utenti e la banda di 95-148,5 kHz
riservata invece ai soli utenti. Nella banda di 125-140 kHz viene inoltre richiesto l’uso del proto-
142
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
collo d’accesso multiplo CSMA, protocollo utilizzato per consentire a diversi sistemi di funzionare
sulla stessa rete o su reti collegate elettricamente tra di loro. I segnali trasmessi dai sistemi funzionanti in questa sottobanda devono avere una distribuzione spettrale definita e una durata massima tali da permettere la rilevazione della loro portante da parte di altri dispositivi sulla stessa rete,
i quali, in presenza di banda occupata, non possono inviare alcun dato; di conseguenza i dispositivi in attesa di trasmettere devono rendere casuali i loro tentativi di comunicazione in modo da
ridurre la probabilità di collisioni; inoltre la durata massima di qualsiasi trasmissione deve essere
limitata per consentire l’accesso multiplo al mezzo.
Il bit rate massimo raggiungibile con tale tecnologia è di 600 bit/s su rete a bassa tensione (e 1200
bit/s su rete a media tensione), mentre la modulazione applicata è la FSK (Frequency Shift Keying)
che offre molteplici vantaggi, quali basso costo implementativo, robustezza ed immunità contro
rumore ed interferenze. Inoltre la qualità di trasmissione è stimabile conoscendo pochi parametri
del mezzo trasmissivo.
❑ 4.4.3 Comunicazione Wireless
Le comunicazioni wireless, come quelle implementabili nelle reti HAN prima descritte, rappresentano invece un’alternativa vantaggiosa rispetto alle tecnologie wired per i ridotti costi dell’infrastruttura a seguito dell’abolizione di opere di cablaggio.
L’architettura adottata per realizzare la comunicazione tra smart meter e distributore prevede tendenzialmente la presenza di due tratti distinti di comunicazione, costituiti da una prima porzione
tra smart meter e aggregatore, con il compito di collezionare i dati provenienti da più dispositivi,
in PLC o wireless M-Bus o ZigBee, e un secondo tratto su rete internet o cellulare per il dialogo
tra aggregatore e sistema centrale del distributore. L’assenza tuttavia di una standardizzazione univoca sull’interfacciamento tra smart meter e reti esterne comporta la presenza di più piattaforme
e strutture per questi elementi.
❑ 4.4.4 Protocolli per la comunicazione
La lettura automatica da remoto dei contatori è un’opzione solo recentemente adottata; si sono
quindi sviluppate varie soluzioni per realizzare un efficiente sistema di integrazione tra i vari dispositivi coinvolti. Molti sforzi sono stati compiuti per lo sviluppo dei protocolli, ad esempio sulle
modalità di trasporto delle informazioni, mentre scarsa attenzione è stata in generale dedicata ai
modelli dei dati, ossia a ciò che viene trasportato, ad eccezione dell’area d’identificazione dei dati
stessi.
I primi tentativi di sviluppare sistemi identificativi per la visualizzazione e la lettura sono coincisi
con il protocollo IEC 61107, conosciuto anche come “FLAG”, usato sia per lo scambio locale di dati
sia per quello remoto tramite PSTN e GSM. Esso specifica tre interfacce locali fisiche (ottica, cur-
rent loop e V.24/V.28) e un protocollo di trasmissione dati attraverso il quale si leggono e si programmano i dispositivi, inviando informazioni a una determinata zona di memoria, sfruttando
diverse modalità di comunicazione, sia unidirezionali che bidirezionali, per raggiungere rate variabili tra 300 e 2400 baud.
143
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Successivamente è stato sviluppato l’Energy Data Identification System, “EDIS”, pubblicato come
Standard DIN 43863-3. Esso fornisce codici identificativi standard per il dato relativo all’energia
misurata dal contatore, per il suo costruttore, per il mezzo di comunicazione utilizzato e per qualsiasi informazione rilevata dal dispositivo di misura.
4.4.4.1 DLMS/COSEM
A partire dal 1996, con la nascita di DLMS/COSEM [25], si è compiuto il passo decisivo per coprire
i modelli di dati e i protocolli, fornendo sia un modello di interfaccia, che protocolli di comunicazione, per lo scambio di dati tra dispositivi di misura.
Il modello d’interfaccia COSEM, Companion Specification for Energy Metering, basato sullo Standard DLMS, Distribution Line Message Specification, garantisce la possibilità di utilizzare qualsiasi
tipo di mezzo di comunicazione tra contatori. Esso, infatti, assicura l’interoperabilità attraverso la
messa a disposizione di un modello di dati e protocolli standardizzati e separati, e di un meccanismo per descrivere e negoziare le capacità e le caratteristiche disponibili.
Box 4.3 Focus sul protocollo DLMS/COSEM
Il modello d’interfaccia COSEM, mediante un approccio orientato agli oggetti, fornisce
una libreria di classi d’interfaccia con cui modellare le funzionalità di qualsiasi contatore
e standardizzare i tipi di dati, i meccanismi aggiuntivi e l’accesso ai dati. Tale livello applicativo è basato sullo Standard DLMS, di cui ne costituisce una sua versione estesa, al
fine di adattare completamente DLMS alle funzioni richieste dai contatori. I protocolli
DLMS/COSEM sono basati sul modello ISO/OSI, offrendo così l’opportunità di adottare
qualunque mezzo di comunicazione tra contatori (come PSTN, GSM, Internet, GPRS, PLC
o M-Bus).
Le comunicazioni tra periferiche che utilizzano classi di interfacciamento COSEM sono basate sul paradigma client/server, in cui è il server ad offrire i servizi. Inoltre DLMS/COSEM
definisce uno svariato numero di profili di comunicazione in base al mezzo utilizzato, in particolare:
• un profilo di livello 3, basato su HDLC (ISO/IEC 13239), connection oriented per lo scambio di dati su porte locali tramite rete ottica, PSTN, GSM;
• un profilo basato su TCP/IP per supportare lo scambio di informazioni su internet o
GPRS;
• un profilo basato su S-FSK per lo scambio di dati sulla rete elettrica tramite modulazione
S-FSK.
DLMS/COSEM risulta pertanto flessibile e applicabile in qualunque scenario che preveda lo
scambio bidirezionale, locale e remoto tra diversi dispositivi, garantendo l’interoperabilità
grazie all’uso di strumenti efficienti di gestione dei dati e proprietà autodescrittive.
144
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
4.4.4.2 PRIME
I sistemi PLC precedentemente descritti e implementati nella prima fase di diffusione dei nuovi dispositivi di misura, caratterizzati dalle modulazioni BPSK e FSK, permettono la lettura accurata dei
meter da remoto, ma costituiscono un limite per lo scambio bidirezionale di informazioni real time
richiesto dalle future applicazioni (e per l’attuazione di un eventuale controllo), a causa del ridotto
baud rate medio raggiunto e dei risultanti lunghi periodi necessari ad ottenere i dati richiesti. Di conseguenza, negli ultimi anni, si sono sviluppate soluzioni in grado di supportare i nuovi servizi e le applicazioni richiedenti una maggiore affidabilità e date rate più elevati; ciò grazie alle nuove modalità
con le quali viene sfruttata la banda CENELEC a disposizione, caratterizzata da condizioni di canale
fortemente variabili con la frequenza, il tempo, lo spazio e il tipo di dispositivi connessi in rete.
Una prima soluzione affermatasi è PoweRline Intelligent Metering Evolution (PRIME) [26], risultato della collaborazione di un consorzio multidisciplinare per la creazione di un nuovo standard
aperto, capace di fornire un canale di comunicazione economico e robusto alle interferenze, in contesti che richiedono rate trasmissivi nell’ordine delle decine di kbps come nell’ambito dello smart
metering3.
Per le sue caratteristiche prestazionali e per il fatto di essere una soluzione non proprietaria (e quindi
aperta a ogni soggetto nel mercato), PRIME è candidato a diffondersi significativamente nelle reti a
bassa tensione come tecnologia abilitante l’interoperabilità tra dispositivi quali AMR e AMM. Esso è
infatti in grado di assicurare una comunicazione a basso costo e performante tra gli smart meter e
gode perciò del supporto di un vasto gruppo di utility, aziende produttrici di misuratori intelligenti
ed altre entità che sostengono il suo sviluppo e la sua penetrazione in tutta Europa.
Box 4.4 Focus sul protocollo PRIME
PRIME definisce un’architettura di comunicazione stratificata composta dal livello fisico, dal
livello MAC e da un sottolivello di convergenza; in particolare, il livello fisico è progettato per
trasmettere e ricevere dati sulle reti elettriche in modo resistente ai disturbi e al rumore, attraverso la modulazione adattativa OFDM con interleaving dei dati e meccanismi di correzione errori FEC. In questo modo si è in grado di raggiungere un’elevata efficienza spettrale
grazie all’uso di una molteplicità di sottoportanti che limitano le interferenze tramite la loro
ortogonalità.
La tecnologia PRIME impiega le frequenze comprese tra i 3 kHz e i 95 kHz, anche se nelle
power line europee le frequenze inferiori ai 40 kHz presentano diverse criticità legate al rumore di fondo generato dalla somma delle diversi sorgenti di rumore, caratterizzate da potenza relativamente bassa; pertanto le 96 equispaziate sottoportanti impiegate vengono
trasmesse tra i 42 kHz e gli 89 kHz, usando in modo adattativo uno fra tre differenti schemi
3
Lo standard PRIME beneficia di queste proprietà in quanto definisce i livelli inferiori del sistema di trasmissione dati nar-
rowband PLC in banda CENELEC-A, utilizzando la modulazione OFDM.
145
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
di modulazione digitale (DBPSK, DQPSK, D8PSK). Facoltativamente, ai dati da trasmettere
può essere anche applicato un codice convoluzionale con rate ½ insieme all’interleaving
dei bit, al fine di proteggere maggiormente l’informazione dal fading frequenziale tipico dei
canali power line; tale opzione può comunque essere disabilitata dai livelli superiori in presenza di condizioni di canale sufficientemente buone o in caso di bisogno di thoughput più
elevati. Pertanto, i data rate ottenibili, teoricamente a livello fisico, variano dai 20 kbps ai
128,6 kbps, a seconda dello schema di modulazione adottato e della presenza del codice
convoluzionale.
Il livello MAC è invece concepito per fornire funzionalità di accesso al mezzo fisico, allocazione della banda, gestione delle ritrasmissioni e della sicurezza, e per offrire una comunicazione di tipo connection oriented master/slave, ottimizzata per scenari di rete in bassa
tensione. Dal momento che i dispositivi conformi a PRIME usano applicazioni che generano
piccoli burst di traffico con potenziali limiti in termini di ritardo, lo schema d’accesso al canale
è di tipo CSMA/CA con possibilità di riservare periodi di contention-free per certi tipi di traffico. Tutti gli elementi di rete inoltre sono in grado di autoconfigurarsi, rispondendo in questo
modo alle variazioni delle condizioni dei canali. La sicurezza viene poi garantita tramite una
flessibile politica di gestione delle chiavi e all’algoritmo AES, con i quali si assicura l’autenticazione, la privatezza e l’integrità dei dati.
Infine, il sottolivello di convergenza ha il compito di interfacciare i livelli superiori e le applicazioni con i livelli inferiori precedentemente descritti, rendendo così possibile l’adattamento dei diversi tipi di traffico all’interno delle unità dati MAC attraverso le funzionalità
offerte dagli ulteriori sottostrati SSCS (Service Specific Convergence Sublayer) e CPCS (Com-
mon Part Convergence Sublayer) di cui esso è composto. In particolare, CPCS fornisce un
insieme di servizi generici come la segmentazione dei pacchetti in parti di dimensione inferiore e fissa al fine di essere trasferiti dal livello MAC, e il loro riassemblaggio (SAR); SSCS
offre invece servizi specifici per determinati livelli applicativi e provvede a configurare correttamente, solo se richiesti, i servizi del CPCS comune a tutti. Ogni applicazione possiede
il proprio SSCS, anche se tendenzialmente vengono utilizzati il livello di convergenza IP, per
fornire un accesso universale all’architettura PRIME, trasportando al suo interno i pacchetti
IP, e il livello di convergenza IEC 61334-4-32, per supportare la mappatura di quelle applicazioni che utilizzano questo protocollo connection-less all’interno del livello MAC di PRIME,
caratterizzato dall’essere orientato alla connessione.
4.4.4.3 G3-PLC
Un altro protocollo adottabile per lo smart metering è la tecnologia G3-PLC [28], sviluppata dall’utility francese ERDF [29], Sagemcom e Maxim. Attraverso l’adozione di tecniche avanzate di codifica di canale, G3-PLC è in grado di garantire una robusta, flessibile e performante comunicazione
anche in presenza di interferenze, rumore impulsivo e attenuazione frequenziale, ostacoli tipici
degli scambi informativi basati su power line.
146
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
La tecnologia G3-PLC risulta utile a favorire la gestione, lo scambio dei dati e il controllo dei misuratori intelligenti grazie alle sue prestazioni (anche se inferiori a PRIME), alla sua compatibilità
con altri sistemi preesistenti, alla sua sicurezza, all’apertura degli standard usati e alla sua scalabilità per il supporto degli sviluppi futuri degli smart meter. In questo contesto si collocano l’obiettivo di ERDF di testare 2000 meter con G3-PLC entro il 2013 e il recente accordo con Iberdrola
[30], sostenitrice di PRIME, finalizzato a far convergere G3-PLC e PRIME e a sviluppare uno standard aperto per le comunicazioni su PLC; quest’ultimo progetto dimostra la crescente necessità di
specifiche tecniche non proprietarie volte a garantire l’interoperabilità nello smart metering, primo
passo per l’attuazione pratica della gestione energetica attiva nelle abitazioni.
Box 4.5 Focus sul protocollo G3-PLC
Come PRIME, anche la tecnologia G3-PLC ricorre alla modulazione OFDM per servirsi efficientemente della banda tra i 10 kHz e i 150 kHz. Al fine di conseguire un’adeguata comunicazione, in termini di robustezza, flessibilità e data rate, G3-PLC presenta uno stack
protocollare composto da un robusto e performante livello fisico basato su tecnica OFDM
con schemi di modulazione DBPSK (Differential BPSK) e DQPSK (Differential QPSK) per singola portante; si arrivano così a supportare data rate fino a 33,4 kbps in modalità normale
con 36 sottoportanti in banda CENELEC. In progressione, si trovano poi un livello MAC incentrato sulla specifica IEEE 802.15.4, un livello di rete basato su IPv6 e uno strato di adattamento derivato dal mondo internet e chiamato 6LoWPAN, il cui scopo è consentire la
buona interoperabilità tra IPv6 e sottolivello MAC. Infine è presente uno strato di trasporto,
che prevede l’utilizzo del protocollo UDP, attraverso cui si svolgono funzioni di trasferimento
di messaggi in modalità non affidabile, connectionless e priva di alcun controllo di congestione, mentre l’affidabilità viene garantita dai livelli sottostanti. In alternativa a UDP, è prevista nelle specifiche la possibilità di ricorrere al trasporto affidabile del protocollo TCP, ma
per il momento tale opzione non viene sfruttata all’interno delle applicazioni per lo smart metering.
Il modello di comunicazione di G3-PLC integra perciò in modo nativo un livello di rete e un
livello di trasporto basato sulla suite IP che consente pertanto il supporto a una vasta
gamma di applicazioni internet e un’elevata flessibilità; l’uso poi del protocollo IPv6 assicura
una continuità del modello nel lungo periodo.
Il livello fisico di G3-PLC assicura un data rate minimo effettivo di 20 kbps in modalità normale e la possibilità di isolare particolari frequenze, sia per assicurare la coesistenza e l’interoperabilità con altri potenziali sistemi PLC, come quelli basati su modulazione S-FSK in
accordo con lo Standard IEC 61334-5-1, sia per evitare particolari frequenze dedicate ad
altre applicazioni o soggette a particolari fenomeni di attenuazione. Il livello data link è invece composto da un sottolivello basato sulle specifiche IEEE 802.15.4 – 2006 e da un sottolivello di adattamento basato sulla tecnologia 6LoWPAN. Poiché lo Standard IEEE 802.15.4
147
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
definisce il livello fisico e MAC per interconnettere tra loro dispositivi mediante mezzo radio
in una Personal Area Network (PAN), G3-PLC utilizza esclusivamente la parte descrittiva del
MAC per assicurare la generazione delle unità dati di tale livello, per gestire l’accesso al canale, la segmentazione e il riassemblaggio delle unità, per ottenere informazioni sulla topologia di rete e consentire una migliore gestione delle connessioni, mentre il livello fisico segue
le caratteristiche dei sistemi PLC. Il livello di adattamento 6LoWPAN, acronimo di “ipv6 over
Low power Wireless Personal Area Network”, ossia semplici reti di comunicazione a basso
costo basate su IP e caratterizzate da potenza e banda limitate, introduce poi il livello di rete
IP alla specifica IEEE 802.15.4, al fine primario di consentire il supporto a reti di tipo mesh
tramite algoritmi di routing (requisito delle reti PLC) e di garantire la compatibilità a tutte
quelle applicazioni basate su IP. Tale sottolivello si occupa inoltre delle procedure di segmentazione e riassemblaggio delle unità per assicurare un elevato grado di affidabilità e di gestione della sicurezza in termini di controllo degli accessi, autenticazione, confidenzialità e
integrità della comunicazione, ottenuta sia a livello MAC con frame cifrati e decifrati ad ogni
hop, sia a livello 6LoWPAN mediante l’utilizzo del protocollo EAP PSK, che assicura la protezione grazie a una chiave pre-condivisa a 128 bit e all’algoritmo di cifratura AES.
❑ 4.4.5 Smart metering in Italia
In Italia, i contatori intelligenti hanno iniziato a diffondersi grazie al Progetto Telegestore [31], iniziato nel 2001 e conclusosi nel 2005, con il quale Enel si è impegnata a sostituire progressivamente
i vecchi contatori elettromeccanici collegati alla rete in bassa tensione, con altrettanti contatori elettronici di nuova generazione, proponendo così un moderno sistema in grado di monitorare i consumi e i parametri di qualità della rete di distribuzione BT. Nonostante i nuovi contatori installati
non siano ancora in grado di fornire graficamente all’utente semplici informazioni sui suoi consumi,
essi permettono comunque la raccolta di dati preziosi che possono essere inoltrati ad altre applicazioni esterne. In questo ambito, ad esempio, Google Power Meter [32] e Microsoft Hohm [33]
sono software che si prefiggono di fornire all’utente una migliore rappresentazione dei suoi consumi, consultabile ovunque on-line sfruttando l’internet experience tanto apprezzata attualmente
dall’utenza.
Il Progetto Telegestore costituisce dunque un significativo passo avanti nell’affermazione delle SG e
soprattutto nell’avvicinamento dell’utente alla tematica della gestione attiva della rete; resa possibile, questa, grazie a comportamenti più virtuosi in termini energetici, a seguito della maggiore consapevolezza dei consumi e del diverso costo energetico dei singoli apparati durante il loro utilizzo.
L’architettura implementata da Enel Distribuzione risulta essere costituita, come illustrato in Figura
4.4 da:
• il contatore elettronico, finalizzato alla misurazione del consumo dell’energia elettrica, alla comunicazione da remoto dei dati relativi alla lettura e alla gestione a distanza degli utenti;
• il concentratore, installato in ciascuna Cabina Secondaria di Enel Distribuzione e incaricato di
raccogliere i dati registrati dai contatori ad esso collegati;
148
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
• il sistema di acquisizione centrale, che raccoglie e invia i dati a tutti i concentratori e gestisce
il sistema.
Infine è presente una centrale operativa che gestisce l’acquisizione dei dati di misura e le operazioni di natura contrattuale. All’interno del Progetto Telegestore, i contatori monofase e trifase
misurano l’energia attiva in accordo con la normativa CEI EN 61036 e quella reattiva in accordo
con la CEI EN 61268.
Essi comunicano poi con il concentratore posto nella Cabina Secondaria tramite PLC su bassa tensione, come precedentemente illustrato, a 2400/3200 bps, utilizzando due frequenze, 86 kHz e 75
kHz, così da poter passare da una all’altra in caso di disturbi. I concentratori scambiano invece informazioni con i sistemi di acquisizione centrali tramite la rete GSM (9600 bps). Tale scelta porta
a diversi vantaggi:
• disponibilità immediata della copertura di rete su una percentuale elevata del territorio e della
popolazione, sia per quanto riguarda la prima tratta (poiché la comunicazione tramite PLC non
prevede la costruzione di una nuova infrastruttura dedicata al trasporto delle informazioni essendo la rete elettrica già presente capillarmente), sia per la seconda porzione (in virtù dell’estesa copertura del segnale GSM);
• garanzia di più operatori di telecomunicazioni a cui rivolgersi per la fornitura del servizio di trasporto dati nella seconda tratta del sistema, con notevoli risparmi derivanti da un mercato caratterizzato da una forte concorrenza;
• responsabilità della manutenzione della rete degli operatori stessi, cui si associa di conseguenza
l’assenza di costi di gestione della rete;
• standardizzazione europea (GSM) con interfacciamento univoco.
Figura 4.4 Architettura del sistema Telegestore di Enel
149
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Riguardo ai protocolli di comunicazione per lo scambio di informazioni tra smart meter, il progetto
Telegestore prevede l’implementazione di due distinti standard su PLC, che differiscono nei livelli
fisici e MAC, mentre condividono lo stesso livello applicativo che assicura così un’adeguata trasparenza: l’ISO/IEC 14908 e il SITRED.
In una prima fase, Enel ha dotato 23 milioni di contatori elettronici della tecnologia Echelon basata sulla suite protocollare LonWorks/LonTalk, soluzione sviluppata dalla stessa azienda Echelon
e divenuta successivamente Standard ISO/IEC 14908 [34]. Tale protocollo può essere utilizzato
su diversi mezzi fisici come rete elettrica, tunnel internet e fibra ottica.
Successivamente, Enel ha adottato dispositivi basati sul protocollo SITRED [36], sviluppato da
Enel stessa e organizzato nei livelli fisici, data link e applicativo della pila ISO/OSI.
I dispositivi in Italia appartenenti a questa categoria sono circa 12 milioni e le funzionalità garantite dalle due tipologie di apparecchi sono di fatto le medesime; tra queste ricordiamo la possibilità di effettuare teleletture, di adottare politiche di pricing dinamiche, di disconnettere e
riconnettere i dispositivi da remoto, di sincronizzare gli orologi dei nodi, di realizzare aggiornamenti
del firmware, di gestire la morosità e di prevenire e individuare eventuali frodi.
Oltre che per le tecnologie adottate, le due tipologie di contatori si differenziano anche per la
maggiore velocità di trasmissione dati di LonWorks/LonTalk rispetto a SITRED e per il fatto che
l’utilizzo di frequenze più elevate da parte della tecnologia di Echelon impedisce la comunicazione
attraverso i trasformatori MT/BT; per questo sono stati installati concentratori presso le Cabine Secondarie. Al contrario, il protocollo SITRED permette di raggiungere i dispositivi remoti direttamente dalle Cabine Primarie, passando anche attraverso i trasformatori MT/BT [37]. A ciò si
aggiunge l’incompatibilità tra le due tecnologie, fattore che potrebbe comprometterne l’affermazione sul mercato globale, orientato sempre più su soluzioni non proprietarie e basate su tecniche di modulazione OFDM, in grado di assicurare maggior velocità di trasferimento dei dati.
4.4.5.1 Meters and More
Per risolvere il problema relativo alla proprietà, Enel ha annunciato recentemente l’apertura al
mercato della sua tecnologia SITRED, fondando, insieme ad Endesa Distribuciòn, l’associazione internazionale no profit Meters and More [38]. Scopo dell’attività è promuovere l’applicazione dell’omonimo protocollo di comunicazione di nuova generazione di PLC all’interno dei dispositivi di
misura in tutta Europa e curare gli ulteriori sviluppi delle specifiche. All’interno di Meters and More
è previsto anche il coinvolgimento di altri partner come istituti di ricerca e università, al fine di favorire la standardizzazione delle tecniche di comunicazione dei sistemi intelligenti di misurazione
e controllo dei consumi a livello europeo, come stabilito dal Mandato 441 della Commissione Europea [39] [38].
Meters and More sfrutta l’esperienza maturata da Enel con il Progetto Telegestore con l’obiettivo
di effettuare un’efficace definizione e regolamentazione della comunicazione tramite PLC tra smart
meter e concentratore, tra concentratore e smart metering management system, tra smart meter
e dispositivi portatili per operazioni locali e di manutenzione, e tra smart meter e i dispositivi degli
utenti finali. All’interno di quest’ultimo caso, finalizzato a rendere possibile l’interazione e la visione di vari tipi di informazioni all’utente, è prevista inoltre la possibilità di collegare le due unità
150
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
attraverso un’interfaccia ottica locale, al fine di poter operare sia sullo smart meter direttamente
connesso, sia con altri smart meter interni alla rete PLC per interventi remoti.
Una prima diffusione di smart meter basati su questa tecnologia è iniziata grazie ad Endesa, che
nel 2010 ha avviato una campagna su larga scala per l’installazione di tali dispositivi presso tutti
i suoi clienti in territorio spagnolo, attuando in questo modo la terza fase del Progetto Telegestore.
L’operazione, il cui termine è previsto non prima del 2015, coinvolgerà la totalità dei contatori
nella titolarità di Endesa, ossia circa 13 milioni.
Box 4.6 Focus sui protocolli del progetto Telegestore
ISO/IEC 14908
Il protocollo ISO/IEC 14908 si articola su cinque distinti livelli. Il livello fisico non viene definito dallo Standard ISO/IEC 14908 ma spesso viene implementata la soluzione sviluppata
da Echelon, che ricorre a una modulazione BPSK in banda CENELEC A o C, raggiungendo
rispettivamente data rate di 3,6 kbps e 5,4 kbps. A livello MAC, LonWorks/LonTalk svolge
funzioni di sincronizzazione di frame, di rilevazione/prevenzione delle collisioni e gestione
delle priorità, mentre il livello di rete fornisce servizi di distribuzione dati Unicast, Multicast,
Broadcast e unacknowledged.
Il livello di trasporto assicura connessioni con riscontro Multicast e Unicast o ripetute senza
riscontro Multicast e Unicast; il livello di sessione offre invece servizi di richieste-risposte che
facilitano la comunicazione tra applicazioni in modo simile a una procedura di chiamata, mentre i livelli di presentazione e applicativo sono raggruppati in un unico livello che fornisce messaggi per la gestione e la diagnostica della rete e per il passaggio di messaggi generici.
SITRED
A livello fisico il protocollo SITRED sfrutta la modulazione FSK in banda CENELEC A, in modo
simile alla descrizione contenuta nella specifica IEC 61334-5-2, per offrire una comunicazione affidabile lungo tutta la rete con data rate variabili tra 1,2 kbps a 2,4 kbps; a livello
data link invece, esso implementa procedure d’accesso di tipo master-slave ed è conforme
alla specifica IEC 61334-4-33. Il livello applicativo proprietario possiede invece tutte le funzionalità necessarie a permettere lo scambio di messaggi tra i nodi in rete e attua alcune
funzioni di network management (auto-discovery dei dispositivi e auto-configurazione della
rete) e gestione della sicurezza dei dati, supportando servizi di autenticazione e cifratura.
Meters and More
Nel regolare la comunicazione basata su PLC, la tecnologia Meters and More definisce i livelli fisico, data link e applicativo della stack OSI, mentre non sono previsti i livelli di rete e
di trasporto. Il livello fisico sfrutta un canale di comunicazione centrato sulla frequenza di
86 kHz, supporta la stima del rapporto segnale-rumore (SNR) e lo schema di modulazione
151
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
BPSK con bit rate raggiungibile di 4,8 kbps e fornisce tre primitive di servizio per permettere al sottolivello MAC di ricevere e trasmettere il relativo payload. Il livello data link è invece composto dai due sottolivelli MAC e Logical Link Control (LLC); il primo fornisce servizi
connectionless end-to-end tra un nodo master e tutti i nodi slave della rete PLC visto che
le comunicazioni all’interno dell’infrastruttura PLC seguono la logica master-slave dove tutte
le comunicazioni vengono iniziate dal dispositivo master; inoltre tale sottolivello si occupa
della gestione dei timer nei nodi, delle ripetizioni nei casi di rete occupata, delle notifiche
degli eventi e dell’individuazione degli errori nei vari frame. LLC è invece basato sullo Standard IEC 61334-4-32 ed esegue procedure di scambio end-to-end per garantire un corretto
accesso al mezzo, al fine di evitare ogni possibile collisione in rete; oltre a ciò, esso gestisce lo scambio di messaggi segnalanti la disponibilità della rete ad accogliere i messaggi da
trasmettere e l’indicazione del tipo di algoritmo di cifratura. I messaggi applicativi contenuti
nel payload LLC vengono infatti protetti tramite gli algoritmi AES-ECB, che cifrano blocchi
di 128 bit con chiave a 128 bit, e AES-CTR, che codificano stream di dati utilizzando chiavi
a 128 bit.
Infine, il livello applicativo definisce i messaggi per la comunicazione tra concentratore e
smart meter o dispositivi utente; attraverso questi messaggi si possono implementare funzionalità di gestione della rete, scambio di dati per consentire la loro lettura in modalità autenticata o meno, download di software per l’aggiornamento dei dispositivi di rete,
l’esecuzione di speciali comandi per consentire al concentratore di effettuare particolari operazioni su uno specifico dispositivo in rete e la gestione dei meccanismi di sicurezza.
I sistemi Meters and More permettono dunque un uso efficiente del canale, minimizzando
la quantità di dati scambiati durante le procedure di configurazione della rete e assicurando
al contempo i requisiti in termini di efficienza con un elevato livello di sicurezza.
Bibliografia
[1] SmartGrids – European Technology Platform for the Electricity Network of the Future, “Strategic Deployment Document”, Aprile 2010, http://www.smartgrids.eu
[2] U.S.
Department
of
Energy,
“The
Smart
Grid:
an
Introduction”,
2008,
http://www.oe.energy.gov/SmartGridIntroduction.htm
[3] S. M. Amin, B.F. Wollenberg, “Toward a Smart Grid”, IEEE Power & Energy Magazine, Settembre/Ottobre 2005, pp. 34-41.
[4] C.H. Hauser, D.E. Bakken, A. Bose, “A Failure to Communicate: Next Generation Communication Requirements, Technologies and Architectures for the Electric Power Grid”, IEEE Power
& Energy Magazine, Marzo/Aprile 2005, pp. 47-55.
152
Le reti di comunicazione per le Smart Grid
[5] M. Delfanti, M. Merlo, A. Silvestri, “ Generazione Diffusa: Impatto Attuale e Prospettico sulle
Reti di Distribuzione”, Energia, n. 3, 2009, pp. 74-87.
[6] V.K. Sood, D. Fischer, J.M. Eklund, T. Brown, “ Developing a Communications Infrastructure
for the Smart Grid”, IEEE Electrical and Power Energy Conference, 2009.
[7] J.G. Cupp, M.E. Beehler, “Implementing Smart Grid Communications”, TECHbriefs, 2008, n.
4, pp. 5-8.
[8] IEEE 802.15.4 Task Group, http://www.ieee802.org/15/pub/TG4.html
[9] ZigBee Alliance, http://www.zigbee.org
[10] IEEE 802.11 Wireless Local Area Networks, http://www.ieee802.org/11/
[11] M-Bus, http://www.m-bus.com/
[12] EN 13757-4, http://webstore.ansi.org/RecordDetail.aspx?sku=DIN+EN+13757-4:2005
[13] Open Meter, Description of state-of-the-art PLC-based access technology, http://www.openmeter.com/?q=node/11
[14] HomePlug Powerline Alliance, http://www.homeplug.org
[15] I.F. Akyildiz, X. Wang, “A Survey on Wireless Mesh Networks”, IEEE Radio Communications,
Settembre 2005, pp. 23-30.
[16] The
IEEE
802.16
Working
Group
on
Broadband
Wireless
Access
Standards,
http://www.ieee802.org/16/
[17] GSM, http://www.etsi.org/
[18] GPRS, http://www.3gpp.org/article/gprs-edge
[19] 3GPP UMTS, http://www.3gpp.org/article/umts
[20] IEC 61850 series: Communication networks and systems for power utility automation.
[21] Modello
OSI/ISO,
http://www.ecmainternational.org/activities/Communications/TG11/
s020269e.pdf
[22] IEEE Technical Report 1550, Utility Communications Architecture (UCA), 1999.
[23] ISO 9506, Industrial automation systems, Manufacturing Message Specification - Part 1: Service definition.
[24] IEC 61334-3-1, Distribution automation using distribution line carrier systems - Part 3-1:
Mains signalling requirements - Frequency bands and output levels.
[25] DLMS/COSEM, http://www.dlms.com
[26] PRIME Alliance, http://www.prime-alliance.org
[27] I. Berganza, A. Sendin, J. Arriola, “PRIME: Powerline intelligent metering evolution,” SmartGrids for Distribution, 2008. IET-CIRED. CIRED Seminar, 23-24 Giugno 2008.
153
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
[28] G3-PLC, http://www.maxim-ic.com/products/powerline/g3-plc/
[29] ERDF, http://www.erdfdistribution.fr/
[30] Accordo ERDF-Iberdrola, http://www.metering.com/Iberdrola/ERDF/common/interoperable/
PLC/open/telecommunications/standard/smart/metering
[31] Progetto Telegestore, http://www.enel.it/it_IT/reti/enel_distribuzione/qualita/progetti_contatore_elettronico/telegestore.aspx
[32] Google Power Meter, http://www.google.com/powermeter/
[33] Microsoft Hohm, http://www.microsoft-hohm.com/
[34] IEC 14908 Open data communication in building automation, controls and building management - Control Network Protocol, International Electrotechnical Commission Std.
[35] Echelon, http://www.echelon.com
[36] E. Comellini, R. Gargiuli, C. Mirra, P. Mirandola, and M. Pioli, “ENEL standardised telecontrol
system for MV distribution network automation,” in Electricity Distribution, 1989. CIRED 1989.
10th International Conference on, May 1989, pp. 341–345 vol.4.
[37] K. De Craemer, G. Deconinck, “Analysis of State-of-the-art Smart Metering Communication
Standards”.
[38] Meters and More, http://www.metersandmore.eu
[39] Mandato di standardizzazione M/441 della Commissione Europea, http://www.openmeter.com/
documents/m441en.pdf
154
C a p i to l o 5
Realizzazioni in corso
d i Michele De Nigris
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
5.1 Generalità
Sulla base di quanto anticipato nel Capitolo 3, oggi si assiste dunque a un crescente numero di
progetti dedicati alle SG che ne trattano in maniera diversificata e capillare le diverse problematiche. Si spazia, in particolare, da attività che promuovono, a tutti i livelli, lo sviluppo della rete
verso standard più evoluti attraverso la cooperazione e la condivisione delle risorse di ricerca, a
progetti sperimentali di implementazione e integrazione di particolari tipologie di impianti da fonte
rinnovabile all’interno del sistema elettrico, a programmi per la diffusione dello smart metering e
di una maggiore efficienza energetica.
Le iniziative hanno estensioni tra loro molto differenti: alcune coinvolgono soggetti dell’industria, operatori e istituti di ricerca a livello globale; altre sono invece più circoscritte ed estese
solo a un ambito nazionale. Mentre la prima tipologia di progetti favorisce l’affermarsi di visioni
internazionali e unificate di SG, la diffusione della seconda incoraggia l’individuazione di soluzioni specifiche per il sistema elettrico del Paese interessato dall’attività di ricerca. Particolare
attenzione meritano poi i numerosi progetti finanziati dall’Unione Europea, che, avendo un
campo di azione internazionale (coinvolgendo di fatto più Paesi), mirano allo sviluppo sinergico
del sistema elettrico europeo tramite il coordinamento degli sforzi dei diversi Stati membri.
Nel seguito del capitolo verranno quindi illustrate alcune delle principali iniziative riguardanti le
SG, senza pretese di esaustività, secondo un ordine logico che va a focalizzarsi progressivamente sul nostro contesto nazionale. Si partirà quindi dalle iniziative a più ampio respiro internazionale, in particolare la GridWise Alliance e l’International Smart Grid Action Network, per poi
analizzare i progetti internazionali attivi esterni all’Europa. Circa le iniziative extraeuropee va
precisato che la panoramica è molto diversificata in ragione del diverso livello di evoluzione tecnologica dei vari sistemi elettrici, dei vari livelli di liberalizzazione dei mercati e delle diverse realtà socio-energetiche.
Si dettaglierà la situazione dell’America del Nord, quale sede di numerosi progetti di interesse
(come, per citarne alcuni, quello organizzato dall’Ontario Energy Board oppure l’attività svolta, in
USA, per l’individuazione delle Competitive Renewable Energy Zones). Si presenterà poi il caso dell’America del Sud che, attraverso il Latin American Smart Grid Forum, si sta impegnando a sviluppare in tempi rapidi i propri sistemi elettrici.
Si passerà quindi a illustrare i progetti in corso in Estremo Oriente e in Australia, dove le SG trovano ampio interessamento da parte della comunità scientifica e industriale, seppur con sfumature differenti: mentre in Giappone, ad esempio, le SG sono pensate per supportare l’introduzione
di ingenti quantità di generazione fotovoltaica, in Cina, dove il fabbisogno energetico è molto elevato, esse vengono frequentemente interpretate quali tecnologia abilitante all’utilizzo dell’altissima tensione in corrente continua ed alternata (SuperGrid).
Successivamente, stringendo l’attenzione verso il panorama europeo, si passeranno prima in rassegna le alleanze nel campo degli istituti di ricerca (la European Energy Research Alliance e il Joint
research Programme Smart Grids) e, in seguito, le iniziative che vedono il diretto coinvolgimento
dei DSO (Distribution System Operators) e TSO (Transmission System Operators) europei, come
l’European Electricity Grid Initiative e il R&D Plan di ENTSO-E.
156
Realizzazioni in corso
Si affronteranno quindi diffusamente i progetti inerenti alle SG promossi e finanziati da parte della
Commissione Europea, cominciando perciò da DISPOWER e EU-DEEP, progetti atti a incentivare
l’ingresso della GD all’interno del sistema elettrico europeo, per passare poi a FENIX che, sempre
incentrato sull’aumento della GD nelle reti elettriche, è però rivolto allo sviluppo di un nuovo approccio aggregato di risorse di generazione, definito Virtual Power Plant, per arrivare infine a META
PV e a TWENTIES, focalizzati rispettivamente alla risorsa fotovoltaica ed eolica.
Sempre finanziati dalla Commissione Europea sono i progetti come Smart-A, Beywatch oppure
DEHEMS, rivolti all’aumento dell’efficienza energetica dei dispositivi dell’utente finale, alla gestione
dei loro consumi e alla loro integrazione nei sistemi di controllo del gestore di rete. Altre iniziative
si occupano invece, ad esempio, della diffusione degli smart meter all’interno delle reti di distribuzione (progetto Open Meter), dell’implementazione dell’Active Demand per gli utenti (ADDRESS)
e dell’unificazione e standardizzazione nell’ambito SG (Network DER-LAB).
Numerosi sono anche i progetti nazionali finanziati dai diversi Paesi europei, come il programma
E-Energy tedesco (che raggruppa sei sottoprogetti su differenti tematiche d’interesse sulle SG),
oppure lo Smart City Malaga che mira a rivoluzionare il sistema elettrico di Malaga favorendone
l’evoluzione verso le SG.
Si giunge infine al panorama italiano, dando ampio spazio alla Ricerca di Sistema finanziata attraverso accordi di programma tra gli operatori di ricerca nazionali e il ministero dello Sviluppo Economico, per poi soffermarsi sul progetto Energy@Home coordinato da Enel Distribuzione e
arrivare, infine, all’iniziativa Milano Wi-Power, che coinvolge specificatamente la regione Lombardia; di questa si fornisce però solo una breve introduzione, in quanto trattata estensivamente nel
Capitolo 6.
5.2 Il contesto internazionale
Una delle prime iniziative di carattere globale in ambito SG è stata, nel 2003, la fondazione della
Gridwise Alliance [1]: un’organizzazione che rappresenta tutta la filiera elettrica e comprende
quindi un’ampia varietà di stakeholder (operatori elettrici, regolatori, ricercatori, costruttori, politici, ecc.). Data la sua capillarità, GridWise Alliance raccoglie un’estesa articolazione di prospettive,
ed essendo un’organizzazione basata sul consenso favorisce il raggiungimento di risoluzioni particolarmente significative.
La missione fondamentale di GridWise Alliance è contribuire allo sviluppo di una rete elettrica coerente con un sistema energetico sostenibile. Questa missione si articola nei seguenti obiettivi:
• aggregazione; raggiungere un’adeguata rappresentatività dei membri rispetto all’intera filiera
elettrica e in termini di varietà dei soggetti;
• collaborazione; partecipare attivamente – ad esempio attraverso gruppi di lavoro, supporto di
relazioni con ulteriori stakeholder –, promuovere un’ampia diffusione e la collaborazione con
organizzazioni complementari;
• formazione; fornire materiale sulle varie tematiche SG, stabilire e mantenere una leadership
come risorsa sulle SG tramite sforzi di comunicazione, sviluppare criteri di valutazione delle SG
per legislatori, regolatori e media;
157
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
• policy; influenzare la vision per le SG attraverso adeguate politiche a livello federale, statale e
locale ed influenzare l’interpretazione delle agenzie su tali politiche.
GridWise Alliance si inserisce nel più ampio contesto del GridWise Global Forum, che raduna associazioni simili di diverse regioni del mondo (ad esempio Smart Grids India, Japan Smart Com-
munity Alliance, Korean Smart Grids Association, Smart Grids Australia, Smart Grids Ireland, Smart
Grids Canada, ecc.)
Lanciato più recentemente della GridWise Alliance, il progetto internazionale ISGAN (Internatio-
nal Smart Grid Action Network) [2] vede l’Italia in prima fila con un impegno concreto sia in fase
di sviluppo del progetto, sia nella sua concettualizzazione e promozione. L’ISGAN, presentato il 1920 luglio 2010 a Washington in occasione del “Clean Energy Ministerial” (che ha visto riuniti ministri e stakeholder di oltre 20 Paesi per collaborare su politiche e programmi volti ad accelerare
la transizione a tecnologie per un’energia pulita), è basato sul documento di Technology Action
Plan for Smart Grids, approvato nel corso della riunione G8 di Copenaghen nel dicembre 2009.
A Luglio 2010 i governi partecipanti includevano Australia, Belgio, Canada, Cina, Commissione Europea, Corea, Francia, Giappone, India, Italia, Messico, Norvegia, Regno Unito, Russia, Stati Uniti,
Svezia.
Il progetto, che ha come soci promotori i governi di Italia, Stati Uniti e Corea, si propone come un
nuovo Implementing Agreement in ambito IEA (Agenzia Internazionale per l’Energia), finalizzato
a supportare un’efficace cooperazione internazionale nella promozione, sviluppo e implementazione delle SG, e facilitare la condivisione di conoscenze, l’assistenza tecnica, i processi di valutazione e, ove opportuno, il coordinamento dei progetti. Si prevede che il lancio ufficiale dell’iniziativa
sia annunciato nel corso del secondo Clean Energy Ministerial di Abu Dhabi nell’aprile del 2011.
ISGAN intende sponsorizzare attività sulle SG nelle seguenti cinque aree:
• aspetti politici, regolatori e finanziari;
• politiche di standardizzazione;
• ricerca, sviluppo e dimostrazione di tecnologie pre-competitive;
• conoscenze e competenze;
• coinvolgimento degli utenti e utilizzatori delle SG a tutti i livelli.
Nella sua prima fase di sviluppo, il progetto prevede i quattro filoni di attività descritti di seguito:
• la realizzazione di un inventario internazionale delle iniziative di SG, con l’obiettivo di riunire in
un portale, con accessibilità differenziata per tipologie di utenti: informazioni sui programmi,
le iniziative, le politiche di incentivazione, i business case, gli esempi virtuosi di regolazione
che favoriscano lo sviluppo e la diffusione delle tecnologie di SG;
• la raccolta e l’analisi di casi di studio di particolare interesse nell’implementazione delle tecnologie di SG, finalizzate alla comprensione dell’influenza dei diversi contesti (strutturale, regolatorio, ambientale, legislativo, ecc.) e delle iniziative di stakeholder (operatori di rete, costruttori
elettromeccanici ed elettronici, operatori energetici, ecc.) sul successo o sul fallimento di iniziative di deployment delle tecnologie di SG;
• la messa a punto di metodologie e strumenti per la quantificazione dei costi e dei benefici dell’implementazione delle tecnologie avanzate di rete in diversi contesti; in particolare, a partire
158
Realizzazioni in corso
dagli scenari di sviluppo dei sistemi energetici ed elettrici messi a punto dall’IEA si intende sviluppare, validare e applicare strumenti atti alla valutazione dei costi di applicazione delle tecnologie SG e del loro costo in un’ottica multi-criterio (costi economici e finanziari, ambientali,
sociali, ecc.);
• la stesura di materiale esplicativo e divulgativo sull’impatto delle SG, dedicato all’informazione
e alla sensibilizzazione dei decisori dei diversi Paesi (politici, amministratori, regolatori, imprenditori, consumatori) sui potenziali vantaggi dell’applicazione delle tecnologie SG nei diversi ambiti di responsabilità.
In riferimento alla riduzione dell’impatto ambientale dovuto allo sfruttamento delle fonti energetiche, nel marzo 2009 è stato fondato il Major Economies Forum on Energy and Climate (MEF) [3].
Esso include 17 tra le maggiori potenze economiche a livello globale: Australia, Brasile, Canada,
Cina, Unione Europea, Francia, Germania, India, Indonesia, Italia, Giappone, Corea, Messico, Russia, Sud Africa, Regno Unito e Stati Uniti.
Obiettivo del MEF è promuovere iniziative concrete e collaborazioni atte a incoraggiare lo sfruttamento di fonti di energia rinnovabili e, conseguentemente, la riduzione delle emissioni di gas
serra. Degno di nota è il fatto che esso ha indicato le SG come una delle dieci aree tecnologiche prioritarie su cui i partner del progetto sono chiamati a collaborare nell’ottica di favorire la
migrazione verso un’economia più sostenibile. Un’analisi approfondita delle possibili barriere allo
sviluppo delle SG, così come individuate da questo gruppo di lavoro, è stata presentata nel paragrafo 1.4.4.
Passando invece alle iniziative nazionali al di fuori dell’Europa, è possibile osservare come il panorama dei progetti ad oggi esistenti risulti molto diversificato, in special modo in ragione del diverso
livello di evoluzione tecnologica dei vari sistemi elettrici, dei vari livelli di liberalizzazione dei mercati e delle diverse realtà socio-energetiche.
❑ 5.2.1 Iniziative in America del Nord
Il Nord America è una delle aree più attive a livello mondiale per quanto concerne il numero di iniziative con oggetto le SG. I motivi di una così fervida operosità in tale ambito sono da ricercarsi
sia nel buon livello di sviluppo tecnologico che caratterizza i Paesi del Nord America, sia nelle marcate esigenze prestazionali necessarie ai loro sistemi elettrici, al fine di garantire l’affidabilità della
fornitura rispetto ai crescenti fabbisogni energetici.
Più in dettaglio, si segnala in Canada (Ontario) una significativa attività relativa alle SG, promossa
dall’Ontario Energy Board (OEB) [4], che è già in fase di attuazione e costituisce un buon esempio di “smart grid city”.
Le proiezioni sull’implementazione delle infrastrutture SG all’interno del sistema elettrico del Canada indicano lo stanziamento di 238 miliardi di CAD (dollari canadesi) entro il 2030. Sono inoltre
già stati allocati 200 milioni di CAD per i prossimi cinque anni per la dimostrazione di tecnologie
promettenti per le SG.
Il contesto più interessante, dove molte società/governi si sono attivati nel settore delle SG, è sicuramente però quello degli Stati Uniti, anche grazie, come risaputo, all’allocazione di 4,5 miliardi
159
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
di dollari per la modernizzazione della rete elettrica forniti dall’American Recovery and Reinve-
stment Act, e agli ulteriori 7,25 miliardi di dollari di prestiti per progetti sulle infrastrutture di trasmissione. I programmi Smart Grid Investment Grant hanno poi allocato 3,3 miliardi di dollari per
una rapida integrazione di tecnologie consolidate nelle attuali infrastrutture di rete.
Nel settore delle SG, grande importanza ha avuto sicuramente l’adozione, nelle legislazioni dei
diversi Stati, dei “Renewable Portfolio Standards” che richiedono la produzione di energia da
fonti rinnovabili, e il lavoro svolto dalle agenzie federali e statali per l’identificazione delle “Com-
petitive Renewable Energy Zones” in regioni ad alta densità di rinnovabili. Molte iniziative di
sperimentazione, dimostrazione e deployment di contatori elettronici sono attualmente in corso
(la Figura 5.1 ne illustra la numerosità). Infine, il governo statunitense ha recentemente manifestato il proprio interesse per iniziative legate al Demand Response.
Figura 5.1 Rappresentazione delle iniziative in corso nel settore delle Smart Grid negli Stati Uniti (AMI: Ad-
vanced Metering Infrastructure; AMR: Automatic Meter Reading)
❑ 5.2.2 Iniziative in America Latina
L’America Latina presenta sistemi elettrici meno evoluti rispetto all’America del Nord, ma non per
questo l’evoluzione verso le SG è meno interessante o meno utile; vi si hanno infatti forti esigenze
di sostegno delle economie emergenti, con tassi di sviluppo molto superiori a quelli dei Paesi già
fortemente industrializzati, piuttosto che esigenze di minimizzazione dei costi per la manutenzione
dei sistemi elettrici, in Paesi le cui condizioni economiche non sono così solide da poter supportare un forte (costoso) sviluppo delle reti. Per rispondere a tali esigenze è stato creato il forum permanente Latin American Smart Grid Forum.
La maggior parte dei progetti sulle SG sono progetti pilota di smart metering con particolare attenzione alla riduzione delle perdite non tecniche d’energia. Di particolare importanza è la recente
iniziativa ONU-CEPAL (Commissione Economica per l’America Latina ed i Carabi) che ha lanciato,
grazie al contributo della Cooperazione Italiana e al supporto tecnico di RSE – Milano, un survey
regionale sulle SG. La prima fase del progetto si è conclusa con la conferenza regionale sulle SG
160
Realizzazioni in corso
in America Latina, che si è tenuta a Santiago del Cile il 12 e 13 ottobre 2010, nella quale sono stati
considerati come casi di test il Cile, l’Uruguay e il Brasile. Lo studio proseguirà su altri Paesi del
Centro America e dei Caraibi nel corso del 2011 e porterà alla definizione di un grande progetto
pilota, per dimostrare anche nel contesto latino americano la valenza tecnica, economica e ambientale delle reti intelligenti.
Le tecnologie SG sono considerate di potenziale interesse per l’America Latina grazie alla rilevanza
dei seguenti aspetti: aumento della domanda d’energia a fronte dell’inadeguatezza della capacità
di rete; livello significativo di perdite non tecniche d’energia; invecchiamento delle strutture di trasmissione e distribuzione; maggiori requisiti di affidabilità e qualità dell’energia; limitato sviluppo
di nuove infrastrutture di rete; insufficienza di risorse per sviluppi infrastrutturali; aumento della
pressione per la riduzione di gas serra.
Circa il test bed in fase di sviluppo nel sistema elettrico del Brasile, quattro grosse utility (Eletropaulo, Celg, Cemig e Copel) stanno lavorando su progetti pilota di contatori intelligenti.
Il regolatore brasiliano (ANEEL) ha autorizzato il metering elettronico e approvato una risoluzione
che stabilisce le condizioni di utilizzo delle infrastrutture di distribuzione per la comunicazione PLC
(Power Line Carrier), che dovrebbe favorire lo sviluppo di tecnologie SG. Sono in corso anche sperimentazioni in alcune installazioni pilota sempre su aspetti di metering e di tecnologie di comunicazione.
In termini più generali, va segnalato il progetto Luz para todos [5], un programma nazionale
iniziato nel 2003 allo scopo di portare l’energia elettrica a più di 10 milioni di persone in contesti rurali. Le famiglie non raggiunte dall’energia elettrica erano localizzate prevalentemente
in zone con bassi indici di sviluppo e reddito familiare. L’obiettivo del governo in tale ambito
era di utilizzare l’energia elettrica come vettore di sviluppo economico e sociale di queste comunità e, grazie all’introduzione dell’elettricità, di poter integrare programmi sociali, come ad
esempio l’accesso ai servizi sanitari, all’istruzione, all’approvvigionamento idrico, ecc.
Obiettivi simili sono perseguiti dai progetti implementati nel sistema elettrico del Cile, che prevedono la creazione di un sistema di smart metering per 65.000 utenti e il lancio di un piano per rendere Santiago una smart city in 20 anni. Lo sviluppo e l’implementazione delle SG in Cile è in parte
ostacolato dalle condizioni regolatorie e di mercato, che rendono difficile l’implementazione di un
business case. Infatti la regolazione non prevede alcun incentivo per la connessione alla rete di
GD, né per impianti alimentati da FER, non favorisce il miglioramento della qualità della fornitura
e, prevedendo la possibilità che gli utilizzatori siano proprietari del contatore, ostacola l’adozione
di contatori avanzati.
Infine, circa il terzo test bed considerato nella sopracitata conferenza regionale sulle SG, l’Uruguay presenta un operatore elettrico unico, pubblico e verticalmente integrato: UTE. Le attività svolte nel settore delle SG sono numerose e articolate, anche se spesso non catalogate
sotto questo nome: infatti, si stanno implementando sviluppi interessanti nel settore dell’osservabilità della rete di distribuzione (sviluppo di SCADA avanzati, anche su base GIS), dell’automazione di rete, integrazione di generatori basati su fonti rinnovabili (in particolare eolica) e
automatizzazione della lettura dei contatori finalizzata alla riduzione del livello di perdite non
tecniche.
161
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
❑ 5.2.3 Iniziative in Oceania e in Asia
Relativamente all’area pacifico-asiatica si registra invece un crescente interesse verso le SG, in ragione di una maggiore attenzione verso tecnologie che concorrano a una più elevata efficienza
energetica e minori emissioni.
Le tecnologie SG hanno creato un notevole interesse di mercato e i governi vi stanno investendo
grossi capitali. Si osservano fondamentalmente due approcci: Corea del Sud, Giappone e Cina
hanno piani di sviluppo di sistemi SG su scala nazionale, mentre Australia, India e Indonesia sono
più interessate a incrementare l’efficienza delle reti esistenti e a programmi su piccola scala.
In particolare, in Australia il governo ha promesso 100 milioni di dollari australiani (AUD) per il progetto dimostrativo commerciale Smart Grid, Smart City [6], primo nel suo genere in tale Paese.
La crescente attenzione dell’Australia per un futuro più sostenibile sta spingendo l’industria e il governo a supportare ricerche sullo smart metering, sull’integrazione delle rinnovabili e sull’aumento
dell’efficienza energetica. L’interesse dell’industria sulle applicazioni SG in generale è confermato,
ad esempio, dalla costituzione dello SGA (Smart Grid Australia) [6].
Ponendo invece l’attenzione alla situazione cinese, si osserva come, data l’estensione geografica
e il fabbisogno energetico di tale nazione (la più rilevante a livello mondiale), l’interesse verso le
SG sia motivato soprattutto dall’obiettivo di rendere funzionante ed efficiente la rete di trasmissione ad altissima tensione, sia in c.c. (800 kV) che in c.a. (1100 kV): scopo della realizzazione di
tali opere è il trasporto delle ingenti quantità di energia dalle centrali idroelettriche centro-occidentali verso i centri di carico situati a grande distanza (prevalentemente nell’area orientale e meridionale). Si segnala come l’accezione di SG adottata in Cina, che comporta cioè il diretto
coinvolgimento dei sistemi in alta tensione, secondo il modello europeo viene comunemente identificata con il termine SuperGrid.
Un’attenzione particolare viene anche posta alla riduzione dei consumi energetici (obiettivo dichiarato del 20% entro fine 2010), a una maggiore efficienza energetica e a un incremento delle
fonti rinnovabili (fino al 15% entro il 2020).
In merito alle iniziative atte a promuovere e implementare le SG all’interno del sistema elettrico
cinese si menzionano la China State Grid Corporation, che ha definito un piano pilota per il 2010
e un ampio sviluppo entro il 2030, la Joint U.S. – China Cooperation on Clean Energy (JUCCCE)
[7] e, infine, un’iniziativa di cooperazione Germania-Cina per lo sfruttamento delle FER.
Seconda dopo la Cina per estensione e per fabbisogno energetico, l’India, a fronte della crescente
domanda di energia (12% all’anno), ha istituito il piano “Power for All” [8] che prevede un incremento del 100% delle infrastrutture entro il 2020.
L’interesse nelle tecnologie SG è motivato dalla necessità di aumentare l’efficienza e diminuire
le perdite di energia. Particolare attenzione è inoltre posta dal governo indiano all’incremento
della produzione di energia da fonti rinnovabili (solare ed eolico) e all’integrazione di tali impianti nelle SG.
Circa le altre nazioni asiatiche più industrializzate, in Giappone, nel 2009, il governo ha lanciato
un programma di test per le SG, tramite il quale la federazione delle compagnie elettriche giapponesi intende sviluppare, entro il 2020, una SG che incorpori generazione solare. Per il 2030 si
prevede infatti la possibilità di una penetrazione della generazione da fotovoltaico fino a 53.000
162
Realizzazioni in corso
MW; ciò implica una SG capace di gestire in modo efficiente i flussi energetici determinati da tali
impianti. Il governo giapponese ha inoltre annunciato un’iniziativa nazionale di smart metering.
Similmente, in Corea del Sud il governo ha lanciato un programma pilota da 65 milioni di dollari
nell’isola di Jeju, che prevede la realizzazione di una SG integrata per 6000 abitazioni, comprendente centrali eoliche e quattro linee di distribuzione.
Il governo ha inoltre dichiarato l’intenzione di intraprendere un programma d’implementazione
delle SG su scala nazionale entro il 2030, mentre la KEPCO (Korea Electric Power Corporation),
nella direzione anch’essa di effettuare una transizione verso le SG, ha annunciato un investimento
di 200 milioni di dollari per i prossimi 10 anni.
Progetti minori si registrano poi anche a Singapore, dove il regolatore Energy Market Authority ha
avviato un’iniziativa per un programma pilota rivolto allo smart metering e alla mobilità elettrica;
e in Thailandia, dove all’inizio del 2009 la Provincial Electricity Authority, con il supporto governativo, ha iniziato l’applicazione di contatori intelligenti nel nord del paese.
Una condizione particolare si riscontra invece in Indonesia dove, a causa delle peculiari caratteristiche geografiche del territorio, l’implementazione delle SG e delle fonti rinnovabili incontra ancora molte barriere; il National Climate Change Council sta tuttavia lavorando per definire opzioni
di riduzione delle emissioni, pur rispondendo alla crescente domanda energetica.
5.3 Il contesto europeo
Nel contesto europeo si ritrova una maggiore affinità al caso italiano, sia per la struttura dei sistemi elettrici coinvolti, sia per modalità di organizzazione dei mercati liberalizzati, caratteristiche
che rendono i vari progetti di ricerca più interessanti, o meglio più direttamente applicabili al nostro scenario nazionale.
Ancora una volta, una presentazione esaustiva delle varie iniziative sarebbe molto impegnativa e
molto onerosa, anche per il lettore; si riporterà invece una sintesi ragionata dei progetti più rilevanti o più vicini al sistema italiano.
La European Energy Research Alliance (EERA) [9] nasce nel 2008 come alleanza europea per la
realizzazione di studi in campo energetico, sottoscritta da dieci dei principali istituti europei di ricerca allo scopo di rinforzare, espandere e ottimizzare le capacità di ricerca in tale settore, attraverso la condivisione e l’integrazione di competenze, risorse umane, la messa in comune
d’importanti infrastrutture nazionali di ricerca e la collaborazione su specifici programmi di ricerca,
coniugando finanziamenti nazionali e comunitari.
Ad oggi nel suo comitato esecutivo sono rappresentati 14 istituti di ricerca con il sostegno
della EUA (European University Association) e della EUROHORCs (European Heads of Rese-
arch Councils).
La caratteristica essenziale di EERA è quella di essere una grande alleanza di ricerca “autofinanziata”; i ricercatori che vi partecipano appartengono a istituti ed enti pubblici, i programmi sono
definiti da un comitato autonomo con piani di ricerca e obiettivi precisi. In futuro i fondi propri potranno essere integrati con finanziamenti competitivi sul 7° PQ o su altri programmi nazionali di
ricerca. La partecipazione a livello di programma è aperta a tutti i potenziali attori dei Paesi euro-
163
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
pei che vogliono contribuire con adeguate risorse e competenze alle attività di ricerca e sviluppo
nel settore dell’energia.
Nell’ambito di EERA sono previsti dei Joint Programme (JP), alcuni dei quali già in corso, inerenti,
oltre che alle SG, anche alla generazione eolica, fotovoltaica, geotermica e solare termodinamica,
nonché alla cattura e immagazzinamento della CO2, alle smart city, al nucleare, ecc.
Il Joint research Programme (JP) Smart Grids [10], coordinato da RSE ed ENEA, vede il coinvolgimento di 13 istituti di ricerca europei in rappresentanza di 10 differenti Paesi1.
Nell’intento dei promotori, il JP Smart Grids permetterà ai diversi partecipanti di condividere con
altri importanti centri di ricerca utili informazioni e risultati tecnico-scientifici su molti argomenti
innovativi, coinvolgendo ricercatori, competenze e infrastrutture di numerosi Paesi europei. Si ritiene che il training di giovani ricercatori, lo scambio di personale di ricerca e l’impiego d’infrastrutture strategiche per la ricerca europea potranno essere alla base del successo delle attività di
ricerca previste; successo favorito anche dall’impegno preso da tutti i partecipanti al JP Smart
Grids di promuovere e facilitare l’accesso ai loro impianti da parte di ricercatori delle altre organizzazioni coinvolte.
Attualmente il programma di ricerca è articolato in quattro sottoprogrammi (SP):
• SP1 – Network Operation (coordinatore ECN);
• SP2 – Energy Management (RISOE);
• SP3 – Control System Interoperability (VITO);
• SP4 – Electrical Storage Technologies (VTT).
È in fase di studio la creazione di un quinto programma dedicato alla trasmissione.
I principali argomenti di ricerca sono stati selezionati in base sia alle reali necessità di ricerca nel
settore delle SG sia alle competenze, agli interessi e alla disponibilità dei partner attualmente presenti nel consorzio. È comunque già previsto che in futuro il JP possa ampliare la gamma delle sue
attività per rispondere a eventuali richieste da parte di altre organizzazioni attive su questa tematica, in particolare EEGI, per una disponibilità di risorse ancora maggiori rispetto alle attuali (che
superano i 52 anni uomo per anno).
In merito a quest’ultimo punto, va sottolineato che nei mesi scorsi numerose istituzioni europee
(centri di ricerca, università, ecc.) hanno inviato domanda di adesione al JP Smart Grids e che
quindi vi sono prospettive concrete che il JP possa, nel prossimo futuro, affrontare con un maggior dettaglio tematiche specifiche, che al momento sono soltanto accennate. Va altresì precisato
che in linea di principio la partecipazione ai diversi JP EERA è libera per tutti gli enti pubblici di ricerca, fatto salvo l’effettivo impegno dei nuovi potenziali membri a contribuire con competenze pertinenti con le attività previste e in misura non inferiore a 3-5 anni uomo per anno, in funzione della
tematica e della specificità del contributo previsto.
1
AIT Austrian Institute of Technology; ECN Energy research Centre of the Netherlands; ENEA Agenzia Italiana per le
Nuove Tecnologie, l’Energia e lo Sviluppo Economico Sostenibile; IWES Fraunhofer Institute for Wind Energy and Energy
Systems Technology, DE; JRC-IE EC Joint Research Centre Institute for Energy, NL; LABEIN, ES; LABORELEC, BE; RSE
Ricerca sul Sistema Energetico, IT; RISOE-DTU National Laboratory for Sustainable Energy; SINTEF NO; TUBITAK, TR;
VITO, BE; VTT Technical Research Centre of Finland.
164
Realizzazioni in corso
Venendo invece alle iniziative che coinvolgono direttamente i gestori di rete, l’EEGI (European
Electricity Grid Initiative) [11] è un progetto, promosso da un gruppo di DSO e TSO europei, costituito da un programma di progetti R&D da realizzare su impianti in esercizio.
Il programma, che prevede un costo di circa 2 miliardi di euro, è focalizzato sull’innovazione
del sistema elettrico piuttosto che sull’innovazione tecnologica, su un orizzonte temporale al
2018. Tale orizzonte temporale, in funzione della fonte da cui si suppone trarranno origine i
fondi per la R&D, è suddivisibile in due fasi: nella prima (2010-2012), l’iniziativa dovrà essere
finanziata utilizzando i fondi pubblici nazionali ed europei esistenti, mentre nella successiva, che
inizierà presumibilmente nel 2013, si prevede subentreranno anche nuovi strumenti di finanziamento in tariffa a copertura degli investimenti sostenuti. In ogni caso, il finanziamento dell’iniziativa dovrà coprire i costi di R&D e dei progetti dimostrativi che determineranno i requisiti,
le specifiche e le soluzioni innovative necessarie per preparare l’installazione di tali soluzioni in
ampia scala sulla rete europea; non saranno invece compresi i costi d’installazione sulle reti
elettriche.
L’ordine con cui i progetti verranno implementati sarà stabilito in accordo a un piano dettagliato;
in particolare, quelli ritenuti prioritari dovranno iniziare nel 2010-2012 e saranno finanziati con un
budget di circa un miliardo di euro.
Le varie attività del programma sono organizzate secondo una matrice di livelli funzionali, la cui
realizzazione pratica avverrà attraverso progetti di dimostrazione locale e di ricerca. Nel dettaglio,
i livelli previsti dall’EEGI sono:
• nuove tecnologie di generazione;
• rete intelligente di trasmissione paneuropea;
• rete intelligente di distribuzione e processi;
• integrazione intelligente (rinnovabili, GD, veicolo elettrico, accumulo, ecc.);
• gestione intelligente dell’energia;
• utenti intelligenti.
Come indicato nelle Figure 5.2, 5.3 e 5.4, le attività possono essere raggruppate in tre principali
categorie: 14 progetti funzionali guidati da TSO per la rete di trasmissione, 5 progetti trasversali
che impegnano sia TSO che DSO, 12 progetti che impegnano DSO su tematiche di distribuzione.
La condivisione del know-how che emergerà dallo sviluppo dei progetti, tra i partecipanti all’iniziativa e gli altri operatori di rete che non partecipano direttamente ai progetti, sarà organizzata
e garantita dalle associazioni degli operatori ENTSO-E2 e EDSO-SG3.
2
ENTSO-E, la rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica, è la nuova associazione costituita
su base volontaria, il 19 dicembre 2008, da 42 operatori appartenenti a 34 Paesi europei. Essa sostituisce tutte le precedenti
associazioni del settore (ETSO, UCTE, UKTSOI, NORDEL, ATSOI e BALTSOA). Con l’entrata in vigore, il 3 marzo 2011, del
“Terzo Pacchetto Energia dell’UE”, ENTSO-E ha assunto pienamente il ruolo di nuovo organismo dei gestori di rete a livello
comunitario.
3
European Distribution System Operators Association – for Smart Grid.
165
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Figura 5.2 Progetti funzionali sulla rete di trasmissione
Figura 5.3 Progetti funzionali di coordinamento tra le reti di distribuzione e trasmissione
166
Realizzazioni in corso
Figura 5.4 Progetti funzionali sulla rete di distribuzione
Ulteriore progetto che coinvolge attivamente i gestori di rete europei è il R&D Plan di ENTSO-E [12]
che interessa, in particolare, ben 42 TSO appartenenti a 34 Paesi diversi.
La prima edizione dell’ENTSO-E R&D Plan, pubblicata nel marzo 2010, ha definito le attività che i
gestori di rete europei intendono sviluppare nei prossimi 5 anni, al fine di rendere la rete di trasmissione europea adatta al raggiungimento degli obiettivi di sostenibilità fissati dalla Commissione
Europea per il 2020.
Rivisto con cadenza biennale, il piano instaura un dialogo tra i TSO europei, i rispettivi regolatori,
gli stati membri dell’Unione e la Commissione Europea sulle priorità da perseguire nel campo della
ricerca, in linea con lo Strategic Energy Technology Plan (SET Plan) dell’Unione Europea. In tale
contesto, ENTSO-E eserciterà il coordinamento a livello europeo di tutti i temi di Ricerca e Sviluppo
di interesse per i TSO, gestendo progetti innovativi che vanno dalla pianificazione all’esercizio del
sistema elettrico, dallo sviluppo tecnologico all’apertura dei mercati dell’energia.
L’implementazione del Piano di Ricerca e Sviluppo di ENTSO-E implica una nuova forma di collaborazione fra i gestori di rete che superi, anche nella struttura e nell’organizzazione, le forme attuali di cooperazione basate su progetti di ricerca individuali, raramente partecipati da un numero
significativo di TSO e solo parzialmente finanziati dall’Unione Europea.
La missione che ENTSO-E intende perseguire grazie ai risultati delle attività di Ricerca e Sviluppo
previste nel piano può essere schematizzata nei seguenti punti:
• identificare l’architettura innovativa della rete di trasmissione europea che consenta di avere
un mix “low carbon” di generazione già nel 2020;
• quantificare le reali potenzialità della tecnologia attualmente disponibile;
• dotarsi di strumenti di simulazione avanzati, sia delle reti che dei comportamenti dei mercati,
in grado di analizzare le opportunità dei mercati stessi e riprogettarli, se necessario, a beneficio sia degli operatori delle reti di trasmissione che dei consumatori finali.
167
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
ENTSO-E ha classificato, nelle quattro macro-aree tematiche riportate nel seguito, i settori per la
Ricerca e Sviluppo ove occorre investire in innovazione per cogliere le opportunità dell’integrazione
europea:
• architettura della rete pan-europea; nuovi approcci per lo sviluppo della rete pan-europea e
nuove tecnologie per la connessione di reti off-shore;
• tecnologia applicata ai sistemi elettrici; tecnologia, a costi accessibili, in grado di rendere il sistema di trasmissione più evoluto e di cogliere le opportunità derivanti dalle SG;
• gestione e controllo della rete; sicurezza nell’esercizio delle interconnessioni;
• regole di mercato; metodologie e strumenti di simulazione dei mercati che consentano lo sviluppo del mercato unico europeo dell’energia elettrica.
❑ 5.3.1 Progetti finanziati dalla Commissione Europea
La Commissione Europea ha un ruolo centrale nella promozione delle attività di ricerca e di sperimentazione: uno dei principali driver di sviluppo in tale direzione è infatti rappresentato dai finanziamenti che essa bandisce verso progetti di ricerca internazionali.
Nel seguito si riporta una breve sintesi dei principali progetti che, usufruendo del contributo fornito
dalla Commissione Europea, si occupano di ricerca e sviluppo nell’ambito delle SG. Degno di nota
è il fatto che essi si approcciano in modo capillare alle differenti problematiche connesse alle SG,
promuovendo un’integrale evoluzione del sistema elettrico attuale verso tale paradigma.
Come dettagliato nei capitoli precedenti, uno dei principali driver che motiva l’esigenza di uno sviluppo delle reti elettriche è associato alla crescente penetrazione di GD sulle reti a tensione minore. Tale sviluppo porta alla necessità di rivedere la struttura e le logiche di regolazione e controllo
di un sistema, appunto la rete di distribuzione, concepita per connettere solo utenze passive, ossia
per gestire flussi unidirezionali; nel nuovo contesto emergono una serie di criticità che le SG dovranno risolvere.
A conferma di quanto affermato, si sottolinea come un nutrito numero di progetti sia indirizzato
allo studio delle possibili modalità di integrazione delle fonti rinnovabili nelle reti europee di distribuzione in media tensione. Uno di questi è DISPOWER (Distributed Generation with High Pene-
tration of Renewable Energy Sources) [13], che, iniziato nel gennaio 2002 e terminato a fine 2005,
si è focalizzato sull’elaborazione di strategie e strumenti per la stabilità della rete e per i sistemi
di controllo. DISPOWER, con un budget di circa 16,9 milioni di euro (di cui 9,5 finanziati dalla
Commissione Europea) ha posto particolare attenzione alla preparazione di standard di sicurezza
e qualità per le reti con forte penetrazione di GD, nonché alla realizzazione di indagini sull’ottimizzazione della qualità e sui requisiti relativi a inverter decentralizzati e sistemi di generazione. La
valutazione dell’impatto sugli utenti derivante dall’implementazione all’interno delle reti ICT, la gestione del carico e dei mercati energetici, lo sviluppo di strumenti di progettazione e pianificazione
per l’integrazione affidabile ed economicamente efficiente della GD nelle reti regionali e locali,
sono stati ulteriori temi trattati dal progetto in questione.
Le sue attività hanno poi compreso lo studio, la simulazione e l’implementazione hardware di appositi algoritmi di controllo per la GD, la creazione di un sistema informativo basato su internet per
la comunicazione, la gestione e l’implementazione di un mercato dell’energia, oltre a un’indagine
168
Realizzazioni in corso
sugli aspetti contrattuali e tariffari relativi sempre al mercato energetico e ai servizi ausiliari. Infine è stata valutata la possibilità di ottimizzare/adattare delle test facility al fine di renderle maggiormente idonee alla sperimentazione di componenti relativi alla GD, a sistemi di controllo e a
strumenti di pianificazione e progettazione.
Sempre rivolto all’individuazione degli attuali limiti e alla promozione della penetrazione di GD all’interno del sistema elettrico, e anch’esso recentemente terminato (novembre 2004-giugno 2009),
il progetto EU-DEEP (The birth of a EUropean Distributed EnErgy Partnership) [14] ha studiato in
dettaglio le condizioni che abilitano i diversi soggetti del settore elettro-energetico ad affrontare
la crescente domanda di GD.
Dapprima è stata identificata la hosting capacity attuale del sistema e le condizioni che possono
permetterne un incremento a costi accettabili. Successivamente, un’analisi economica della GD ha
mostrato che essa può fornire un significativo valore aggiunto al sistema, a condizione che essa
rispetti i vincoli del sistema e che contribuisca in modo efficiente alla copertura dei consumi nelle
situazioni più critiche (al picco).
Utilizzando tre modelli ampiamente testati in campo, il progetto, che ha avuto complessivamente
un budget di 26,1 milioni di euro (di cui 15 forniti dalla Commissione Europea), ha quindi identificato quale percorso intraprendere per un’integrazione efficace e sostenibile della GD nei sistemi
elettrici attuali.
Sempre rivolto all’integrazione della GD all’interno del sistema elettrico di distribuzione e caratterizzato dallo sviluppo di un modello aggregato di gestione della GD, cioè il cosiddetto Virtual Power
Plant (VPP), è il progetto FENIX (Flexible Electricity Networks to Integrate the eXpected Energy
Evolution) [15]. Iniziato nel settembre del 2005 e terminato nell’ottobre del 2009, ha avuto un finanziamento da parte della Commissione Europea di 7,8 milioni di euro su 14,8 milioni di costo
complessivo.
Come ampiamente dettagliato nei capitoli precedenti, con l’aumentare della penetrazione della
GD all’interno delle reti di distribuzione attuali gli operatori del sistema di distribuzione si trovano
a dover rivedere le modalità con cui operare la loro rete al fine di venire incontro al carattere attivo assunto da quest’ultima.
Il progetto FENIX mira a ovviare alla difficoltà di gestione, da parte del DSO, della GD su base individuale; problematica dovuta al fatto che essa risulta tipicamente troppo numerosa per permetterne in modo semplice una conduzione efficace e integrata: il concetto di VPP, aggregando le
unità di GD, può rispondere a tali criticità.
Il progetto si è posto l’obiettivo di concettualizzare, progettare e sperimentare un’architettura tecnica e un contesto commerciale e regolatorio che favoriscano l’integrazione della GD. In particolare, è stato sviluppato e testato un VPP che abiliti l’aggregazione tecnica e commerciale su larga
scala delle unità di generazione diffuse sul territorio.
L’attività ha quindi permesso lo sviluppo di un VPP che si adatti al sistema europeo, di un’architettura IC scalabile e gerarchicamente flessibile, di nuovi componenti hardware e applicativi software atti a realizzare il VPP, e di un contesto commerciale e regolatorio capace di consentire
l’integrazione dei VPP nei sistemi elettrici del futuro. È stata inoltre portata a termine un’analisi
costi-benefici relativa ai VPP e sono state realizzate due dimostrazioni all’interno di reti reali (in Spa-
169
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
gna e nel Regno Unito) integrate da dimostrazioni e simulazioni di laboratorio atte a provare la fattibilità dei VPP sviluppati nel progetto.
Alcuni progetti si sono poi dedicati a fonti rinnovabili specifiche, ovviamente le più impattanti in
termini di penetrazione attuale nel parco di produzione o di interesse prospettico, fra questi il progetto META PV [16], si è dedicato alla risorsa fotovoltaica, mentre il progetto TWENTIES [17], ha
posto la propria attenzione sulla tecnologia eolica.
Il progetto Meta PV (Metamorphosis of power distribution: system services from photovoltaics,
costo 9,4 milioni di euro, 5,5 finanziati dall’UE), iniziato nell’ottobre 2009 e con termine a marzo
2014, intende fornire le basi scientifiche per trasformare il fotovoltaico da sorgente energetica variabile e problematica a supporto attivo per una rete più intelligente.
Nel contesto di una preoccupazione crescente in relazione alla capacità della rete di sopportare la
penetrazione su ampia scala delle FER, il progetto META PV si propone come primo passo verso
una maggiore integrazione del fotovoltaico nei sistemi elettrici. L’iniziativa ha l’obiettivo di dimostrare, a livello sia tecnico che economico, come l’incremento del fotovoltaico, qualora dotato di
sistemi di controllo avanzati, possa essere fonte di maggiore stabilità per il sistema.
Il progetto ha previsto una sperimentazione in due siti: un’area residenziale urbana di 128 abitazioni con 4 kW ciascuna e una zona industriale di 31 sistemi fotovoltaici con 200 kW nella provincia di Limburg (Belgio).
TWENTIES (Transmission system operation with large penetration of Wind and other renewable
Electricity sources in Networks by means of innovative Tools and Integrated Energy Solutions), tramite lo sfruttamento di ingenti finanziamenti (56,8 milioni di euro, di cui 31,8 provenienti dalla
Commissione Europea), si propone invece l’attuazione di sei progetti dimostrativi, volti al superamento delle barriere che attualmente frenano la diffusione dell’energia eolica.
L’attività, iniziata recentemente (aprile 2010), con conclusione prevista nel marzo 2013, mira a mostrare i benefici derivanti dall’impiego di nuove tecnologie abbinate ad approcci innovativi di gestione del sistema. La scalabilità delle soluzioni sarà verificata analizzando l’impatto dei risultati su
dimensione europea; saranno inoltre tracciate delle roadmap per la replicabilità, con benefici sia
per la rete di trasmissione pan-europea che per il mercato elettrico fino al 2014.
AlpEnergy [54] (luglio 2008 - settembre 2011) è un progetto di ricerca europeo (in particolare un
progetto INTERREG di cooperazione territoriale) che vede l’Italia in rilievo, sia per partecipazione
che per interessi di potenziale applicazione. Tale progetto prevede analisi e modeling, progettazione e sviluppo, dimostrazioni e test, e trasferimento di nuovi sistemi di interfaccia verso la rete
elettrica in sei aree dello spazio alpino: la regione Allgäu in Baviera (Germania), la Provincia di Mantova (Italia), la Provincia di Belluno (Italia), la Regione Autonoma Valle d'Aosta (Italia), l'area montuosa di Belledonne nella regione Rhône-Alpes (Francia) e la regione Gorenjske (Slovenia). Fra i
partner scientifici si ritrova l’Istituto ALARI, Advanced Learning and Research Institute, dell'Università della Svizzera italiana (USI), l’Institut National Polytechnique di Grenoble e il Politecnico di
Milano. In particolare, il progetto si concentra sugli aspetti tecnici ed economici per introdurre un
efficiente modello operativo che ha come scopo la standardizzazione delle tecnologie e delle procedure. Fra le finalità ci si propone di fornire nuove conoscenze e opportunità commerciali per i
cittadini e per le imprese, sostenendo in tal modo la competitività imprenditoriale del territorio e
rendendo lo spazio alpino una vetrina per le altre zone montane.
170
Realizzazioni in corso
I progetti appena elencati sono caratterizzati dal coinvolgimento del sistema di distribuzione in
media tensione e, in alcuni casi, di bassa tensione; proseguendo il cammino verso l’utente domestico finale si può identificare una seconda macro-categoria di attività di ricerca, quella inerente
l’ambiente casa (home), gli elettrodomestici ad essa afferenti, le unità di micro-generazione, i sistemi di accumulo; tutti apparati che devono, appunto, essere integrati, ottimizzati da un punto
di vista energetico, ma anche coordinati fra loro e opportunamente interfacciati al sistema, rispetto alle esigenze della rete elettrica e alle opportunità che verranno offerte dal mercato dell’energia.
Il progetto Smart-A (Smart domestic appliances in sustainable energy systems) [18] ha valutato,
dal 2007 al 2009, la possibilità di differimento dei prelievi realizzati dagli elettrodomestici e come
tale pratica possa essere integrata con una generazione sostenibile, sia a livello locale sia a livello
generale. Il progetto ha quindi sviluppato strategie su come gli elettrodomestici intelligenti possano contribuire alla gestione del carico in sistemi che includano significative frazioni di generazione intermittente, quale la solare e l’eolica.
È stata condotta un’analisi delle possibili variazioni operative attuabili sugli elettrodomestici, delle
caratteristiche della generazione locale (rinnovabile e/o cogenerazione) e dei requisiti di gestione
del carico in reti elettriche più ampie; è stato stimato il valore economico degli elettrodomestici intelligenti in sistemi elettrici soggetti a particolari criticità; è stata valutata dettagliatamente la loro
accettabilità da parte dei consumatori; è stata studiata l’utilizzabilità, in tali contesti, delle tecnologie di controllo e degli standard di comunicazione disponibili.
Il progetto, dal budget di 1,4 milioni di euro (0,7 messi a disposizione dalla Commissione Europea), è stato svolto in collaborazione con i costruttori di elettrodomestici e le utility elettriche; i risultati sono stati discussi con esperti in casi di studio regionali in alcuni Paesi europei.
Date le modeste dimensioni, da un punto di vista del peso energetico delle varie utenze, è naturale pensare a funzioni di aggregazione che coordino i singoli gestori locali delle utenze smart; secondo tale prospettiva il progetto Beywatch (Building energy watcher) [19] intende sviluppare
una soluzione energy-aware e user-centric in grado di fornire il monitoraggio, il controllo intelligente e il bilanciamento della domanda a livello residenziale e di quartiere.
L’iniziativa, con principio nel dicembre 2008 e termine nel maggio 2011, si concentra in special
modo sulla progettazione di elettrodomestici a ultra-basso consumo; sull’implementazione di metodi, tecniche e servizi per ridurre, tramite un controllo intelligente dei dispositivi elettrici, i consumi; sulla generazione di acqua calda ed elettricità da fonti rinnovabili a livello residenziale. Essa
inoltre affronta l’elaborazione di piani economici e le relative applicazioni per incoraggiare contratti
favorevoli tra utenti e fornitori e promuove l’incremento di consapevolezza degli utenti, in relazione
alla riduzione delle emissioni di CO2 su tutta la filiera energetica (generazione, trasporto, distribuzione, fornitura).
La gestione delle utenze finali porta in evidenza il ruolo delle soluzioni di misura dell’energia, funzione che deve avvenire (soprattutto per queste tipologie di utenze) secondo soluzioni capillari, affidabili, ma anche economiche; in tale direzione, con un budget di poco inferiore a Beywatch (3,7
milioni di euro contro i 5,1 del precedente), DEHEMS (Digital Environment Home Energy Manage-
ment System, giugno 2008-novembre 2010) [20], nell’ottica di studiare soluzioni tecnologiche che
migliorino l’efficienza energetica domestica, è volto a sviluppare e testare un sistema di gestione
171
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
energetica domestica utilizzando dei living labs in cinque città europee. Il progetto si propone di
ampliare l’attuale stato dell’arte dei contatori intelligenti, cercando di andare oltre il semplice monitoraggio dei consumi energetici, verso un modello di performance energetica che guardi anche
alle modalità con cui sono effettuati i consumi. Ad esempio, è sfruttata la possibilità di ottenere
dati in tempo reale, combinando l’uso di sensori per il monitoraggio delle perdite termiche nelle
abitazioni, delle prestazioni degli elettrodomestici e delle modalità di utilizzo dell’energia; tecnologia abilitante per elaborare nuove politiche energetiche e favorire la transizione verso una maggiore generazione e distribuzione locale dell’energia.
Focalizzandosi invece sul problema della misura, conseguente alla mancanza di uno standard di
riferimento e di una definizione delle funzioni che i meter dovrebbero svolgere, si cita uno dei progetti su cui vi è oggi grande attenzione e grandi aspettative: OPEN METER (Open Public Exten-
ded Network metering) [21]. Tuttora in corso (gennaio 2009-giugno 2011), esso intende
specificare un set di standard pubblici e aperti per l’AMI (Advanced Metering Infrastructure), a favore di più servizi (elettricità, gas, ecc.) e basati sull’accordo degli attori più rilevanti in ogni area.
Obiettivo è lo sviluppo di un metering e di strumenti di controllo intelligenti, interoperabili e integrati in un sistema AMI connesso a una molteplicità di sistemi di controllo e applicazioni.
Lo studio si propone di fornire una selezione e una comprensione comune per l’utilizzo degli standard di open communication disponibili e adeguati per l’AMI; di proporre raccomandazioni per
modifiche o estensioni degli standard esistenti di comunicazione di dati adottati dalle organizzazioni di standardizzazione; di colmare le lacune di conoscenze, allo scopo di avere definizioni e specifiche dei nuovi standard di comunicazione e tecnologie per quei canali di comunicazione e/o
nuove tecnologie ove gli standard non esistono ancora o non sono adeguati per l’AMI; di iniziare
e supportare il processo di standardizzazione dei nuovi set di standard per l’AMI.
Il progetto ha un budget di 4 milioni di euro, 2,5 dei quali forniti come contributo dalla Commissione Europea.
Tornando più propriamente alle reti elettriche, le nuove tecnologie ad oggi disponibili portano a
valutare la possibilità, in certi contesti d’interesse, di esercire una piccola porzione del sistema in
isola, ossia di creare un sottosistema autonomo, disconnesso dalla rete principale.
MORE MICROGRIDS (Advanced Architectures and Control Concepts for More Microgrids) [22], iniziato nel 2006 e conclusosi nel 2009, con un budget di circa 8 milioni di euro, di cui 4,7 finanziati
dalla Comunità Europea, è il progetto nato proprio con l’obiettivo di aumentare la penetrazione
della micro-generazione nelle reti elettriche, sfruttando le tecniche di controllo e regolazione (tensione, frequenza), anche in un esercizio in isola.
I principali risultati ottenuti riguardano:
• l’investigazione di nuove micro-fonti, controller di accumulo e carico per un’efficiente operatività delle microgrid;
• il miglioramento e l’integrazione di nuove tecniche di controllo locali e centrali;
• la standardizzazione di protocolli e hardware tecnici e commerciali;
• la dimostrazione dei controller locali e degli algoritmi di controllo con prove in microgrid reali;
• l’integrazione tecnica e commerciali di multi-microgrid;
• lo studio dell’impatto sull’operatività del sistema elettrico;
• lo studio dell’impatto sullo sviluppo delle infrastrutture di rete.
172
Realizzazioni in corso
La sfida a cui i progetti relativi alle microgrid devono rispondere è quella relativa, ancora una volta,
al rispetto del bilancio energetico (istantaneo) di una forma di energia difficilmente immagazzinabile, come l’energia elettrica. Tale problematica è generale, ovvero di interesse sia oggi, per l’esercizio delle microgrid, sia in prospettiva, per la gestione efficiente delle reti di distribuzione.
Si evidenzia quindi un fortissimo interesse verso i sistemi di accumulo che consentono di superare
le difficoltà tecniche ed economiche per l’introduzione su ampia scala delle fonti energetiche distribuite. Tuttavia, per varie ragioni, gli operatori del sistema elettrico mostrano una certa inerzia
all’introduzione di detti sistemi.
Il progetto GROW-DERS (Grid Reliability and Operability with Distributed Generation using flexi-
ble Storage) [23] propone sistemi di accumulo trasportabili e flessibili, grazie ai recenti sviluppi nell’elettronica di potenza.
Questo progetto dimostrativo vuole rendere evidente la fattibilità tecnica ed economica di tali sistemi, considerando quattro siti ove sperimentare e valutare tre diverse tipologie di accumulatori.
Il progetto è iniziato nel settembre del 2008 e si è concluso nell’agosto del 2010, basandosi su un
budget di 3,2 milioni di euro, di cui 1,3 finanziati dalla Comunità Europea.
Tornando a una visione generale del concetto di SG, nei paragrafi precedenti si è più volte sottolineato come tale paradigma viva nel matrimonio fra le tecnologie elettriche e quelle del mondo
ICT, mondo che viene a coprire un ruolo cardinale.
Il progetto SEESGEN-ICT (Supporting Energy Efficiency in Smart GENeration grids through ICT)
[24] è un network tematico, integrato dalla partecipazione di 25 soggetti da 16 Paesi europei relativamente alle soluzioni ICT in ambito SG e GD.
I principali risultati attesi spaziano da:
• l’identificazione e la valutazione di tecnologie ICT a supporto dell’efficienza energetica nelle
SG del futuro;
• la definizione di una roadmap degli sviluppi necessari in ambito ICT;
• l’identificazione di barriere e soluzioni relativamente ad uno sfruttamento efficace di ICT;
• l’identificazione delle best practice per l’utilizzo di ICT e di opportuni business model;
• la definizione di raccomandazioni relativamente a politiche rivolte a un ampio ed efficace impiego di ICT;
• la definizione dei requisiti e delle test facility esistenti per la validazione di ICT.
Il progetto ha avuto inizio nel giugno del 2006 e si è concluso nel maggio del 2011.
Sullo stesso filone del precedente, il progetto OpenNode (Open Architecture for Secondary Nodes
of the Electricity SmartGrid) [25] si concentra sulle parti interne della rete di distribuzione, in particolare intende eseguire attività di ricerca e sviluppo su:
• un nodo di sottostazione secondaria (SSN), visto come componente di controllo essenziale per
la futura rete intelligente di distribuzione;
• un middleware per accoppiare il SSN con i sistemi delle utility per l’operatività della rete e delle
utility;
• un’architettura di comunicazione modulare basata su protocolli di comunicazione standardizzati per garantire la flessibilità richiesta dalla diversificazione degli stakeholder e per fare fronte
ai sistemi embedded massicciamente distribuiti nella rete di distribuzione.
173
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Le attività saranno guidate da un’analisi iniziale dei requisiti e dalla definizione dell’architettura globale e delle interfacce, insieme a una descrizione dettagliata dei casi di utilizzo rivolti alle dimostrazioni tecniche con due prototipi funzionali di un SSN.
Il progetto è iniziato nel 2010 e finirà a giugno 2013, con un budget complessivo di 5,3 milioni di
euro, di cui 2,8 finanziati dalla Comunità Europea.
Tutte le tematiche citate dai progetti precedenti devono, in realtà, essere gestite contemporaneamente, ossia le implicazioni associate alla gestione di una SG spaziano dalle problematiche relative alle unità di generazione, al metering, alle soluzioni di accumulo, alla gestione della rete di
distribuzione.
In tale ottica, il progetto ADDRESS (Active Distribution network with full integration of Demand
and distributed Energy RESourceS) [26] si propone di studiare, sviluppare e validare soluzioni che
abilitino l’Active Demand (AD) e ne sfruttino i benefici. Rispetto a tale obiettivo il progetto ha richiesto la definizione di un modello di gestione del sistema elettrico, modello articolato che copre
molte delle aree sopra menzionate.
Nel dettaglio il progetto intende:
• sviluppare soluzioni tecniche ai livelli sia di sistema sia di utente;
• identificare le possibili barriere che compromettono lo sviluppo dell’AD e quindi proporre raccomandazioni e soluzioni per rimuovere queste barriere, considerando gli aspetti economici, regolatori, sociali e culturali;
• identificare i potenziali benefici dell’AD per i vari soggetti coinvolti nel sistema elettrico;
• sviluppare opportuni meccanismi di mercato e contrattuali per la gestione dei nuovi scenari;
• studiare misure di accompagnamento riguardo gli aspetti sociali, culturali e comportamentali.
Le soluzioni proposte saranno validate in tre siti di test (scelti in Spagna, Italia, Francia) con diverse caratteristiche geografiche, demografiche e infrastrutturali.
Il progetto ha avuto inizio nel giugno del 2008 e si concluderà nel maggio del 2012, le aspettative sono importanti, sia in ragione dei partecipanti (numerosi e di rilievo) sia per il budget a disposizione: 16 milioni di euro, 9 dei quali finanziati dalla Comunità Europea.
Sullo sfondo di questa visione generale dei progetti finanziati dall’UE il mondo politico acquisisce
un ruolo di tutta evidenza; in generale, per i decision maker, rispetto ai quali è palese l’importanza
di avere una chiara definizione delle SG, del loro compito, dei costi associati allo sviluppo, dei benefici per il sistema complessivo.
Il progetto SUSPLAN (PLANning for SUStainability) [27] intende sviluppare linee guida per i soggetti con responsabilità decisionali a livello politico, infrastrutturale e di rete e per i distributori di
energia a livello regionale ed europeo. Queste linee guida, definite sulla base di studi di scenario
regionali e trans-regionali, consistono in strategie, raccomandazioni e benchmarking, per una integrazione efficiente delle fonti rinnovabili nelle infrastrutture future con un orizzonte temporale
2030-2050 e con particolare enfasi sull’armonizzazione paneuropea.
Fra i principali obiettivi:
• sviluppare e valutare scenari legati all’integrazione delle rinnovabili nelle reti elettriche ai livelli
regionali e trans-regionali;
174
Realizzazioni in corso
• analizzare i risultati degli scenari per l’identificazione della via ottimale per l’integrazione delle
rinnovabili ai livelli regionali e trans-regionali, nell’ottica di contribuire alla sicurezza della fornitura e alla competitività industriale;
• stabilire un toolbox avanzato per supportare gli scenari di integrazione delle rinnovabili;
• stabilire strategie di implementazione per i soggetti con responsabilità decisionali;
• disseminare i risultati ai soggetti con responsabilità decisionali, ai politici e agli operatori elettrici.
Il progetto è iniziato nel settembre del 2008 e si concluderà nell’agosto del 2011, basandosi su un
budget di 4,8 milioni di euro.
Lo sviluppo verso le SG comporta anche l’esigenza di una standardizzazione dei prodotti e della
condivisione delle specifiche; il Network of Excellence DER-LAB (Network of DER Laboratories and
Pre-Standardisation) [28], a supporto dell’integrazione delle rinnovabili e delle DER (Distributed
Energy Resources), intende sviluppare requisiti comuni, standard internazionali, criteri di qualità
e proporre procedure di test e certificazione, relativamente alla sicurezza, operatività e comunicazione tra i componenti DER e il sistema.
Il Network DER-LAB intende rafforzare il mercato interno europeo, proteggere gli interessi europei a livello internazionale di standardizzazione e proporsi quindi come un attore a livello mondiale
in questo campo.
Il network raggruppa organizzazioni per lo sviluppo di procedure di certificazione per i componenti DER, agisce come piattaforma di scambio di conoscenze tra gli istituti europei e altri gruppi
e combina le strutture di ricerca e sperimentazione di elevata qualità.
Sono svolte attività d’integrazione tra i vari soggetti, di ricerca (pre-standardizzazione per le DER,
procedure di test e certificazione, database dei laboratori e delle potenzialità di test, realizzazioni
dimostrative di strutture di test) e di diffusione (disseminazione, training, ecc.) verso l’esterno del
consorzio.
Il progetto ha avuto inizio nel novembre 2005 e si concluderà nell’ottobre 2011, con un budget di
4,1 milioni di euro, di cui 3,1 finanziati dalla Comunità Europea.
Infine, guardando al mondo della ricerca, sia accademica che dei centri di ricerca, il progetto
DERRI (Distributed Energy Resources Research Infrastructure) [29] s’inserisce nell’ambito di DERLAB, per potenziare il network di laboratori da esso creato, rendendolo un’infrastruttura integrata
messa a disposizione della ricerca europea. Ogni gruppo interessato a progetti di ricerca sulle DER
(Distributed Energy Resources) può presentare richiesta al consorzio DERRI descrivendo gli obiettivi, le strutture necessarie per lo svolgimento delle attività e i risultati attesi. In caso di accettazione della richiesta, si può accedere alle infrastrutture messe a disposizione dal consorzio
usufruendo del supporto economico della Commissione Europea.
Più in particolare, il progetto DERRI intende sostenere:
• l’accessibilità a una rete di laboratori europei operanti nell’ambito delle DER;
• un programma di tre attività di ricerca comuni (facility test per le SG, metodi di caratterizzazione e test di componenti per le DER, ambienti di simulazioni in tempo reale);
• un programma di attività di networking finalizzate a rafforzare il coinvolgimento con ricercatori, operatori, responsabili pubblici e società civile.
175
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Il progetto beneficia di un budget di 6,8 milioni di euro, 5,2 dei quali finanziati dalla Comunità Europea. Esso ha quindi a disposizione un finanziamento importante volto, fra gennaio 2009 e agosto 2013, a spingere il mondo della ricerca applicata a sperimentare le varie soluzioni di
produzione, regolazione, controllo, accumulo; tutte componenti che avranno un ruolo cardine nelle
SG del prossimo futuro.
❑ 5.3.2 Progetti finanziati a livello nazionale
Si registrano infine numerosissime iniziative finanziate a livello nazionale (di un singolo Paese o di
un gruppo di nazioni), iniziative accomunate dalla ricerca verso un uso più efficiente delle risorse
e delle infrastrutture.
Al fine di darne una classificazione razionale si riporta nel seguito una breve sintesi dei principali
progetti, suddivisi per nazione proponente.
Iniziando dalla penisola iberica, il progetto portoghese MOBI-E [30], promosso dal governo portoghese per agevolare la diffusione del veicolo elettrico, coinvolge 21 città, con l’obiettivo di installare 320 stazioni di ricarica entro la fine del 2010 e di avere a disposizione 1.300 stazioni entro
la fine del 2011. Il progetto è condotto da EDP (Energias de Portugal) e da un consorzio di società
e centri di ricerca portoghesi.
Sempre realizzata da EDP in Portogallo è INOV-GRID [31]: una prima dimostrazione pilota che mira
a connettere con contatori intelligenti 50.000 utenti entro la fine del 2010. Il profilo tipico degli
utenti considerati è di tipo rurale e urbano in diverse parti del Paese, senza escludere anche utenti
imprenditoriali.
Questi contatori intelligenti intendono implementare un elevato livello d’interazione tra l’utente finale e gli operatori del sistema elettrico, abilitando il cliente a una molteplicità di funzioni, quali
ad esempio la conoscenza in tempo reale del proprio livello di consumo energetico. Il nuovo sistema telemetrico è inoltre dotato di funzioni di gestione delle unità di microgenerazione.
In Spagna, invece, IBERDROLA sta conducendo il progetto PRIME (PoweRline Intelligent Metering
Evolution) [32], atto a sviluppare un’infrastruttura AMI per la gestione automatica dei contatori
(ampiamente discussa, sotto il profilo tecnico, al Capitolo 4). Vari soggetti industriali si sono uniti
al progetto per lanciare un’architettura di telecomunicazioni pubblica, aperta e non-proprietaria,
in grado di supportare le funzionalità di gestione automatica dei contatori. Essa è basata sull’applicazione OFDM (Orthogonal Frequency-Division Multiplexing), i cui vantaggi sono già stati dimostrati in campo su vari segmenti della rete a bassa tensione.
Sempre nel contesto spagnolo, Malaga Smartcity [33] di ENDESA intende sviluppare un modello
di gestione energetica per le città, con l’obiettivo di aumentare l’efficienza energetica, ridurre le
emissioni di CO2 e promuovere l’impiego di fonti rinnovabili. Il progetto è svolto a Malaga e beneficerà 300 utenti industriali, 900 fornitori di servizi e 11.000 utenti domestici.
Il progetto è orientato all’integrazione delle fonti rinnovabili, nell’ottica di un equilibrio ottimale
tra la domanda e la fornitura, tramite l’installazione di pannelli fotovoltaici su edifici pubblici, l’impiego di microgenerazione in alcuni hotel e l’installazione di sistemi microeolici. Sono previsti
anche l’utilizzo di batterie per l’accumulo di energia, il dispiego di una flotta di veicoli elettrici e
l’installazione di stazioni per la ricarica. Non da ultimo, il progetto intende fare in modo che
176
Realizzazioni in corso
l’utente finale assuma un ruolo attivo nel sistema elettrico: tutti gli utilizzatori sono quindi dotati
di contatori intelligenti ed è prevista l’installazione di sistemi avanzati di telecomunicazione e di
controllo remoto.
All’interno di questo progetto, ENDESA ha il ruolo di coordinatore delle società (Enel Distribuzione,
Acciona, IBM, Sadiel, Ormazábal, Neo Metrics, Isotrol, Telvent, Ingeteam e ENEL Greenpower),
delle università e dei centri di ricerca nazionali e regionali coinvolti.
Il costo del progetto è di 31 milioni di euro, in parte finanziato da ERDF (European Regional De-
velopment Fund) con il supporto della Junta de Andalucía e del Centro per lo Sviluppo Industriale
e Tecnologico del Ministero della Scienza e dell’Innovazione.
ENDESA ha iniziato anche l’implementazione di una soluzione innovativa di AMM (Automatic Meter
Management) per gestire oltre 13 milioni di utenti sulla propria rete di bassa tensione. Il completamento del processo di sostituzione dei contatori è previsto nel 2015; questo progetto, denominato Meters and More (e già affrontato nel Capitolo 4) [34], svolto in collaborazione con ENEL
Distribuzione, fornirà allora un sistema AMM che consentirà di soddisfare i vincoli regolatori spagnoli ed europei e favorirà l’implementazione delle SG. L’iniziativa prevede anche l’installazione di
140.000 concentratori, ossia degli elementi (della rete di comunicazione) intermedi tra i contatori
e il sistema centrale.
Tale soluzione rappresenta di fatto una nuova generazione del Telegestore di ENEL Distribuzione,
progettata per soddisfare le esigenze di ENDESA e dotata di un innovativo protocollo PLC aperto
(chiamato Meters and More). Per gestire e promuovere l’apertura delle specifiche di Meters and
More e per contribuire proattivamente al processo di standardizzazione promosso dalla Commissione Europea, ENEL Distribuzione e ENDESA hanno creato un’associazione no profit, con base a
Bruxelles, che include già alcune società leader a livello mondiale. È previsto che tutte le società
interessate possano partecipare all’iniziativa.
L’arcipelago britannico è invece interessato da una quantità inferiore di iniziative, seppur di notevole interesse. In Irlanda, attraverso il progetto Wind Demonstration, ESB (Electricity Supply
Board) intende infatti esplorare le metodologie di controllo della tensione, attraverso la regolazione
della potenza reattiva per centrali eoliche connesse alla rete di distribuzione; utilizzare regolatori
di tensione per limitare le sovratensioni; studiare possibili sviluppi delle stazioni di trasformazione
per centrali eoliche. L’iniziativa Connected Home/Empowering Customer Choice si pone invece
l’obiettivo di valutare le potenzialità delle tecnologie di smart metering in relazione ad una variazione misurabile delle abitudini dei consumatori. Sono presi in considerazione 6.400 utenti per un
periodo temporale di un anno.
Nel Regno Unito, il Progetto LENS (Long-Term Electricity Network Scenarios) [35], già trattato nei
capitoli 2 e 3, ha inteso sviluppare cinque scenari di sviluppo della rete elettrica al 2050, in relazione a tre principali orientamenti (la preoccupazione ambientale, la “governance” istituzionale e
la partecipazione attiva dell’utente) di seguito elencati:
• Trasmissione e Distribuzione; con riguardo soprattutto ai TSO (Transmission System Operators)
si delinea uno sviluppo strutturale e gestionale della rete anche in relazione alla crescente domanda ed all’applicazione della generazione da fonti rinnovabili;
• ESCO (Energy Service COmpanies); è previsto che le ESCO siano coinvolte negli sviluppi della
rete, visti dal lato dell’utente;
177
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
• DSO (Distribution System Operators); si immagina che i DSO assumano maggiori responsabilità
nella gestione del sistema in relazione anche alla gestione della generazione e della domanda,
alla sicurezza e qualità della fornitura, all’affidabilità del sistema e all’incremento della GD;
• Microgrid; nelle microreti, al centro dell’attività della rete elettrica è posto l’utente, il quale assume maggiori responsabilità nella gestione della propria fornitura e domanda. In questo contesto gli MSO (Microgrid System Operators) hanno il ruolo di abilitare l’utente al
raggiungimento, con le nuove tecnologie, di tale obiettivo;
• Reti “multi-purpose”: si ipotizza che le società elettriche, a tutti i livelli, rispondano alle politiche emergenti e alle richieste del mercato. I TSO hanno quindi un ruolo centrale nello sviluppo
e nella gestione della rete, ma vi è anche coinvolgimento più significativo delle società di distribuzione. La rete elettrica è pensata con caratteristiche di diversità negli sviluppi e negli approcci gestionali.
Il Rapporto Finale del progetto è stato pubblicato a novembre 2008. È comunque previsto che l’iniziativa continui con regolari aggiornamenti del Rapporto.
Un altro importante progetto britannico è denominato FLEXNET [36]: esso si propone di studiare
gli sviluppi tecnologici, economici, di mercato e di accettabilità sociale della rete elettrica che possono assicurare un’adeguata flessibilità per l’operatività del sistema. Il progetto intende confrontarsi con le problematiche della rete elettrica, in relazione al perseguimento di un sistema
energetico low carbon.
Gli obiettivi sono articolati su due scale temporali, definite da aspetti di politica energetica:
• obiettivi al 2020: in relazione al Low-Carbon Transition Programme del Governo Britannico,
che si propone di connettere alla rete 35 GW da fonti rinnovabili (pari al 40% della capacità
del Paese), il progetto intende definire l’impatto della generazione intermittente sulla pianificazione ed operatività del sistema e studiare le strategie di connessione di grandi unità di generazione eolica offshore tramite HVDC;
• obiettivi al 2050: il progetto intende studiare la pianificazione e l’operatività di una rete che
possa rispondere all’obiettivo (definito dal “Climate Change Committee”) di una riduzione
dell’80% delle emissioni di CO2 (al 2050) e di una produzione elettrica a emissione zero (al
2030). L’ipotesi condivisa è che il sistema dovrà invertire le logiche attuali, orientandosi verso
modalità quali “è il carico che segue la generazione e non viceversa”, implicando una partecipazione dell’utente e un controllo attivo di rete decisamente complessi.
Il regolatore inglese (Ofgem) finanzia altresì progetti dimostrativi di tecnologie innovative di rete;
alla fine del 2010 è stato annunciato il finanziamento a quattro importanti progetti:
• CE ELECTRIC, Customer-led network revolution (26,8 M£)
Il progetto intende studiare come le smart technologies, combinate con una modificazione
degli abitudini degli utenti, possano ridurre i costi associati alle tecnologie low carbon. Il progetto si basa sul dispiegamento di contatori intelligenti da parte di British Gas e su prodotti low
carbon, quali i pannelli solari e le pompe di calore;
• UK POWER NETWORKS, Low carbon London – a learning journey (2,3 M£)
Si tratta di un’iniziativa smart city a Londra che esplorerà come usare al meglio le nuove tecnologie e la active network management. Ulteriore finalità è capire come, quando e perché gli
utenti usano l’energia e come tale processo può essere condizionato;
178
Realizzazioni in corso
• CENTRAL NETWORK, Low carbon hub (2,8 M£)
Il progetto studia come aumentare la quantità di generazione elettrica (soprattutto eolica) che
può essere connessa alla rete, monitorando la velocità del vento, la produzione dei generatori
e le condizioni della rete.
• WESTERN POWER DISTRIBUTION, Low voltage Network Templates for a low-carbon future
(7,8 M£)
Il progetto esamina gli effetti sulla rete delle tecnologie low carbon.
Dal punto di vista del coinvolgimento degli utenti è da segnalare, sempre in ambito britannico, il
progetto EDRP (Energy Demand Research Project) [37], una sperimentazione su larga scala per
capire le reazioni degli utenti al miglioramento delle informazioni circa i loro consumi sul lungo termine. Il progetto, terminato nel 2010, ha preso in considerazione varie metodologie: contatori intelligenti, dispositivi con visualizzazione in tempo reale del consumo energetico in termini monetari
(sterline), fatturazione più accurata e frequente, informazioni sull’efficienza energetica e coinvolgimento della comunità. Il progetto ha coinvolto 50.000 abitazioni e quattro società elettriche a
partire dal 2007.
Va segnalato infine che OFGEM ha approvato un finanziamento di 318 M£ per aiutare le società
di trasmissione nella connessione alla rete nazionale di sei progetti di energia rinnovabile.
Tornando all’Europa continentale, obiettivo del progetto danese CELL CONTROLLER è contribuire
ad adattare il sistema elettrico della Danimarca ai futuri requisiti delle SG, aumentando l’estensione
dei sistemi di controllo e monitoraggio, per garantire un bilanciamento tra la generazione ed il consumo. L’idea base del progetto è, in prima battuta, suddividere il sistema in aree virtuali, in cui le
reti siano autonome in termini di controllo (celle) e, in secondo luogo, sviluppare e implementare
sistemi avanzati di controllo e monitoraggio in grado di monitorare ciascuna di esse; in situazioni
estreme, si prospetta poi la possibilità di assumere il controllo delle unità individuali di ciascuna
cella (interruttori, trasformatori, impianti cogenerativi, ecc.).
La città di Amsterdam e il suo operatore di rete (Alliander) stanno implementando una serie di programmi pilota sulle tecnologie SG.
Tra di essi, risulta d’interesse il progetto ASC (Amsterdam Smart City) [38], che comprende quattro sezioni: sustainable living, sustainable working, sustainable municipality e sustainable tran-
sport. Si prevedono l’installazione di contatori intelligenti in circa 1.300 abitazioni e la promozione
di iniziative per favorire il cambio di abitudini. Saranno installate tecnologie per il risparmio energetico in un grosso edificio di uffici (torre ITO). Analoghi interventi sono previsti per tutti gli edifici comunali. Il progetto prevede inoltre l’installazione di 73 connessioni “shore-power” nel porto
di Amsterdam e di 100 stazioni di ricarica per veicoli elettrici.
Sempre orientato verso i contatori intelligenti, è il progetto LINKY [39] di ERDF, il DSO francese.
L’iniziativa prospetta l’installazione di 200.000 contatori nell’area urbana di Lione e 100.000 contatori in un’area rurale nei pressi di Tours. Il progetto mira a replicarsi su scala nazionale con la
sostituzione di 35 milioni di contatori.
ERDF intende implementare funzioni innovative SG basate su queste infrastrutture di metering, con
l’obiettivo di migliorare le prestazioni della rete di distribuzione e di facilitare il demand side ma-
nagement.
179
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Decisamente più strutturata, rispetto a quella francese, è invece l’offerta di iniziative rivolte alle
SG in Germania, anche grazie all’impegno diretto del ministero tedesco dell’Economia e della Tecnologia che sta coordinando l’implementazione di una serie di progetti denominati E-Energy [40].
Obiettivo primario è la creazione di regioni modello che dimostrino tutte le potenzialità dell’ICT.
Si tratta di sei progetti coordinati, ciascuno dei quali atto a perseguire un approccio di sistema integrale che copra tutte le attività economiche con rilevanza energetica sia a livello tecnico, che di
mercato.
I finanziamenti ai progetti derivano per 40 milioni di euro dal Ministero federale per l’Economia e
la Tecnologia e per 20 milioni di euro dal Ministero federale per l’Ambiente. Tenendo inoltre conto
dei capitali investiti dalle società partecipanti, si arriva a un totale di 140 milioni di euro.
I progetti che costituiscono E-Energy sono descritti nel seguito.
• eTELLIGENCE (Intelligence for Energy, market and power grids – regione modello di Cuxhaven) [41] unisce produttori, consumatori e operatori in un mercato energetico innovativo, allo
scopo di allineare i consumi elettrici delle varie tipologie di utenti alla generazione con fonti distribuite. Il progetto pone attenzione a tre separati livelli: mercato, infrastrutture ICT e tecnologia. Il mercato elettrico regionale combina la fornitura e la domanda degli stakeholder
individuali, l’infrastruttura ICT collega i componenti individuali sia in campo sia a livello di processo, e a livello tecnologico sono sviluppati dei meccanismi di gestione intelligente per l’integrazione ottimale degli stakeholder nel sistema globale, pur tenendo conto delle loro
caratteristiche ed esigenze individuali.
• La regione modello dove è applicato il progetto E-DEMA (Development and demonstration of
decentralised integrated energy systems on the way towards the E-Energy marketplace of the
future – regione modello di Rhein-Rhur) [42] comprende aree urbane e rurali con due diverse
reti di distribuzione ed è caratterizzata da una densità della fornitura molto eterogenea. Ciò
pone alcune problematiche tecniche, superate tramite l’implementazione di un’infrastruttura
ICT intelligente. Il progetto si fonda sulla diffusione di contatori intelligenti per promuovere l’efficienza energetica in abitazioni integrate (nuovo “ICT gateway”). L’iniziativa si focalizza inoltre sullo sviluppo di un sistema di controllo dei consumi, sulla raccolta e fornitura in tempo
reale dei dati di consumo e, infine, sull’ottimizzazione della gestione della rete in reti di distribuzioni decentrate.
• MeRegio (Minimum Emissions Regions – regione modello di Baden-Wurttemberg) [43] intende dimostrare la possibilità di una generazione con emissioni minime, combinando adeguatamente la
gestione energetica con ICT innovativa e ponendo particolare attenzione alla mobilità elettrica.
Una parte importante del progetto riguarda lo sviluppo di un certificato per “regione a emissioni
minime”. L’iniziativa intende inoltre definire raccomandazioni e misure per il miglioramento dell’efficienza energetica. Sono già stati installati 2000 contatori intelligenti con l’obiettivo di sviluppare una gestione energetica che aiuti a controllare e regolare i carichi e gli impianti decentrati.
• Il progetto MANNHEIM MODEL CITY (città modello di Mannheim nella regione di
Rhein-Neckar) [44] riguarda una conurbazione con una significativa presenza di fonti rinnovabili e decentralizzate. Si tratta di un progetto dimostrativo su larga scala, condotto a Mannheim
e Dresda, con lo scopo di dimostrarne l’estendibilità ad altre regioni. In questa attività s’intende applicare nuove metodologie per migliorare l’efficienza energetica, la qualità della rete
180
Realizzazioni in corso
e l’integrazione delle fonti rinnovabili e decentrate nella rete urbana di distribuzione. Il progetto
intende inoltre sviluppare un approccio intersettoriale (che coinvolge elettricità, riscaldamento,
gas e acqua) per interconnettere i componenti con un’infrastruttura broadband powerline.
• Il progetto RegModHarz (Regenerative Model region of Harz) [45] è invece applicato alla regione modello di Harz e prevede lo sfruttamento di un’ampia varietà di fonti rinnovabili unitamente alla possibilità di un completo controllo di generazione, accumulo e consumi, tale da
rendere possibile la previsione e l’ottimizzazione dell’utilizzo delle fonti energetiche.
Una parte importante del progetto è l’integrazione della mobilità elettrica nella rete. I veicoli
elettrici sono predisposti con un’interfaccia bidirezionale in modo che siano abilitati anche ad
alimentare la rete. Inoltre, usando i veicoli come unità di accumulo, il progetto intende esplorare le possibilità di gestione del carico.
• SMART WATTS (Increasing the self-regulating ability of the energy system by using the “smart
kilowatt-hour” and the Internet of Energy – regione modello di Aachen) [46] intende sviluppare nuovi approcci al mercato energetico, agli aspetti gestionali, alle metodologie di misura e
analisi dei consumi e ai sistemi di fatturazione. I clienti dotati di uno smart kilowatt-hour possono vedere dove è stata prodotta l’energia, come è stata trasportata ed i costi correnti.
Il progetto definisce l’internet dell’energia a tre livelli: di sistema (comunicazione tra sistemi di
controllo, generazione e consumo); di business (gli stakeholder pianificano, controllano, monitorano, e ottimizzano l’uso efficiente degli impianti e delle condizioni contrattuali in relazione
al loro ruolo sul mercato); di informazione (collegamento tra i due livelli precedenti e possibilità di comunicazione in tempo reale degli stakeholder tra loro e col sistema).
Un altro Paese molto attivo sul piano dei progetti orientati verso l’implementazione delle SG all’interno del sistema elettrico attuale è l’Austria. In particolare, il progetto DG DemoNet (Active di-
stribution network operation with a high share of distributed generation) [47] mira a massimizzare
l’integrazione, nella rete di distribuzione, delle unità di GD, senza dovere rinforzare la rete stessa.
Nei progetti precursori del DG DemoNet, DG DemoNet-Concept e BAVIS, erano state sviluppate
ipotesi di controllo di tensione per reti MT con un’elevata presenza di GD. Tale sviluppo era stato
svolto in ambienti di simulazione numerica. Punto di forza del progetto attuale è il fatto che i risultati ottenuti sono implementati in sezioni reali di rete.
Il progetto austriaco ISOLVES:PSSA-M (Innovative Solutions to Optimise Low Voltage Electricity
Systems: Power Snap-Shot Analysis by Meters) si propone di sviluppare le condizioni tecniche necessarie per abilitare la connessione alle reti di bassa tensione di un numero elevato di impianti
di GD. In questo contesto il progetto intende mettere a punto metodi innovativi di analisi basati
sull’utilizzo di contatori intelligenti, allo scopo di fornire lo stato della rete nelle sezioni più rilevanti.
Il metodo proposto si basa su letture simultanee che interessano la condizione dell’intera rete in
bassa tensione. L’analisi delle letture eseguite in un centinaio di reti BT appartenenti a contesti urbani e rurali consentirà di implementare, per la prima volta in reti a tal livello di tensione, un approccio di tipo SG.
Sempre in Austria, il progetto emporA (E-Mobile Power Austria) [48] riunisce settori dell’industria
automobilistica, della tecnologia delle infrastrutture e del mondo energetico nel contesto della
mobilità elettrica.
181
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
In relazione alle SG, esso si prefigge di realizzare una previsione e una stima online della GD e
della richiesta energetica delle auto elettriche, di effettuare il controllo della generazione e della ricarica delle auto per il mantenimento del bilancio di potenza, nonché il rispetto dei profili di tensione. Esso mira inoltre a sviluppare, per i sistemi DMS esistenti, l’applicazione di controlli avanzati
della tensione di distribuzione, oltre che a definire l’interfaccia verso i DSO delle colonnine di ricarica pubbliche e private e la struttura concettuale dei sistemi di automazione per le auto elettriche
situate in ambiti ad elevata concentrazione (ad esempio in parcheggi).
Infine, a metà strada tra iniziative europee e nazionali, la Smart Grid D-A-CH Cooperation [49] rappresenta uno sforzo coordinato nell’ambito dello sviluppo di prodotti ICT, di procedure e servizi per
la riduzione dei costi dell’energia, dell’aumento della sicurezza della fornitura e della salvaguardia
del clima.
L’iniziativa si focalizza sullo scambio di esperienze derivanti da progetti pilota nei Paesi D-A-CH
(Germania, Austria, Svizzera) e in particolare si propone i seguenti obiettivi:
• cooperazione tecnologica fra i tre Paesi per sviluppare e testare strategie d’implementazione
delle SG;
• scambio di conoscenze e coordinamento delle politiche tecnologiche nazionali;
• collaborazione per sviluppare soluzioni su questioni trasversali quali interoperabilità, standard,
sicurezza, aspetti legali, modelli di business, ecc.;
• coordinamento di attività pubbliche per aumentare l’accettabilità da parte degli utilizzatori e incoraggiare il trasferimento tecnologico.
❑ 5.3.3 Il panorama italiano
Ultimo in questa presentazione dei progetti nazionali si riporta il contesto italiano, dedicandovi, con
ovvie motivazioni, un’attenzione maggiore.
Caratteristica peculiare di tale contesto è la presenza della Ricerca di Sistema (RdS) [50], finanziata dal Ministero dello Sviluppo Economico attraverso accordi di programma con i principali centri di ricerca nazionali (con particolare riferimento a RSE e, per alcuni aspetti ENEA e CNR),
finanziamenti che portano a un ampio programma di ricerca applicata sulle SG, con uno stanziamento di circa 40 milioni di euro all’anno per il triennio 2009-2011.
Obiettivo principale dei progetti RdS sulle SG è la messa a disposizione dei diversi attori del sistema
elettrico nazionale (utilizzatori domestici e industriali, distributori, gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, produttori, regolatore) di studi, strumenti, metodi e dati, che favoriscano lo sviluppo del sistema secondo criteri di economicità, sicurezza e sostenibilità ambientale.
In primo luogo occorre consentire una gestione ottimizzata del sistema elettrico attuale, la cui
struttura era stata concepita nella seconda metà del secolo scorso in una visione di sistema verticalmente integrato. Con l’attuale apertura del mercato elettrico la rete può subire situazioni di
pesante congestione e ridotta disponibilità di capacità di trasporto, spesso legate al suo insufficiente sviluppo strutturale, all’invecchiamento della sua componentistica e alla vulnerabilità dei sistemi di controllo e comunicazione, a fronte di possibili eventi naturali o attacchi intenzionali.
In secondo luogo occorre disporre di strumenti che permettano di pianificare l’evoluzione del sistema elettrico migliorandone la governance, orientandone le scelte di sviluppo ed utilizzando al
meglio le leve di governo per perseguire gli obiettivi di economicità, sicurezza, funzionalità e so-
182
Realizzazioni in corso
stenibilità, considerando non solamente la rete italiana ma anche gli indispensabili collegamenti
con il resto dell’Europa, con i Balcani e con i Paesi della costa Sud del Mediterraneo. La progressiva liberalizzazione del mercato elettrico richiede altresì una più precisa caratterizzazione del prodotto e una attenta attività regolatoria, per conciliare le misure di sempre maggiore attenzione ai
costi di processo dei distributori con l’esigenza di garantire un livello adeguato di qualità della fornitura agli utilizzatori. Ogni schema regolatorio deve fondarsi su dati tecnici robusti e affidabili e
sulla disponibilità di tecnologie innovative.
Infine, occorre tenere presente lo sviluppo sempre più veloce delle tecnologie di GD e le reti di distribuzione attive. SG e GD sono due aspetti strettamente correlati, come già visto al Capitolo 3,
in quanto la rapida diffusione della GD rappresenta la principale motivazione alla base dello sviluppo delle reti attive.
I fondamenti delle linee di ricerca attualmente operative riguardano dunque, ad ampio spettro, la
sicurezza delle infrastrutture elettriche attuali, gli scenari di sviluppo del sistema elettrico italiano
e delle sue interconnessioni con i Paesi europei e mediterranei e le necessarie azioni regolatorie
per garantire il mantenimento di un adeguato livello di qualità della fornitura.
Più in dettaglio, gli obiettivi dei progetti RdS sulle SG sono i seguenti:
• lo studio, la sperimentazione e la validazione in laboratorio e in campo di metodi e strumenti
per la gestione ottimizzata del sistema elettrico attuale, dal punto di vista della durata di vita
dei suoi componenti principali, considerando la vulnerabilità di altre infrastrutture critiche come
quelle di comunicazione e controllo a fronte di rischi derivanti da attacchi deliberati alle infrastrutture informatiche, e più generalmente a fronte di situazioni critiche;
• lo sviluppo di strumenti per supportare il miglioramento della governance del sistema elettrico
nazionale nel perseguire obiettivi di economicità, sicurezza, funzionalità e sostenibilità;
• lo sviluppo di metodologie e strumenti che supportino le interconnessioni fra il sistema elettrico
italiano e quello europeo, attività che comprenderà anche una valutazione dei costi (inclusi i
costi esterni di natura ambientale) e dei benefici di specifici progetti di interconnessione (sulla
base anche dell’analisi del potenziale delle diverse tecnologie di produzione nei Paesi confinanti), la caratterizzazione e lo sviluppo di soluzioni tecnologiche per il potenziamento delle interconnessioni sia di tipo aereo che sotterraneo o sottomarino;
• la messa a disposizione agli organi di regolazione degli strumenti e delle informazioni necessarie per arrivare alla definizione di possibili schemi regolatori della qualità del servizio elettrico,
condivisi con gli utilizzatori e i distributori, e fondati su dati tecnici robusti e affidabili e sull’impiego di tecnologie innovative;
• il supporto a MSE e a AEEG per le iniziative internazionali che disciplinano la realizzazione di
SG, con particolare riferimento alle iniziative della Comunità Europea;
• lo studio di nuove misure per incrementare la quantità di GD nelle reti di distribuzione, quali,
ad esempio, la possibilità di regolare la potenza immessa dai generatori o il prelievo dei carichi (le cosiddette “risorse attive”);
• lo studio e la sperimentazione di funzioni di controllo e dispacciamento delle “risorse attive” sulla
base delle specifiche esigenze dei distributori e dei clienti;
• lo studio e la sperimentazione di tecnologie specifiche per la realizzazione delle SG (sistemi di
comunicazione, sensoristica innovativa, sistemi di potenza);
183
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
• lo sviluppo e la sperimentazione di strumenti software per valutare l’impatto della GD sui costi
di rete e sull’affidabilità di esercizio;
• la valutazione di nuove modalità di esercizio della rete in presenza di “risorse attive”;
• la valutazione degli effetti della GD sulla qualità del servizio della rete;
• lo studio e la specifica di sistemi di misura di energia di nuova generazione (smart meter), in
grado di fornire agli utenti nuove funzionalità per un uso più efficiente ed economico dell’energia elettrica;
• la sperimentazione di sistemi innovativi di GD, adatti all’integrazione nelle future reti di distribuzione attive, ovvero verifica funzionale, in termini di prestazioni e affidabilità, di cogeneratori e trigeneratori basati su microturbine, motori a combustione interna ed esterna, alimentati
con differenti tipologie di combustibili;
• la caratterizzazione e il confronto di tecnologie di accumulo elettrico innovative e del loro impiego nelle reti attive, con la finalità di stimarne l’impatto sulla rete;
• la verifica della potenzialità di sistemi prototipali di accumulo, mediante sperimentazione di
lungo termine;
• la definizione dello stato di maturità delle nuove tecnologie fotovoltaiche a film e verifica della
convenienza di utilizzo attraverso il confronto con la tecnologia basata sul silicio policristallino
e sul silicio ad alta efficienza;
• la promozione dello sviluppo delle risorse energetiche rinnovabili integrate con interventi di efficienza energetica (ad esempio impiego della cogenerazione ad alto rendimento), attraverso
attività dimostrative a carattere innovativo presso realtà che presentano un forte coinvolgimento delle comunità locali e che possano essere esempi virtuosi replicabili.
Il secondo risvolto delle Ricerca di Sistema nel settore delle SG riguarda progetti a finanziamento
parziale (fino al 50%) di dimostratori di media scala di tecnologie avanzate di rete. Il primo bando
di ricerca, conclusosi a metà del 2010, ha portato all’assegnazione di circa 25 milioni di euro. Sempre nell’ambito delle attività promosse dal Ministero dello Sviluppo Economico sono da segnalare
i progetti POI Energia 2007-2011 dedicati allo sviluppo delle infrastrutture delle Regioni Campania, Calabria, Sicilia e Puglia. In questo ambito sono stati attribuiti a Enel Distribuzione due progetti, rispettivamente da 77 e 127 milioni di euro, con l’obiettivo di realizzare l’assetto
infrastrutturale della rete intelligente, realizzare strutture di comunicazione atte alla riduzione dell’impatto dei guasti di rete sui produttori connessi, al sezionamento remotizzato o automatico di
generatori in condizioni particolari di rete, la realizzazione di sistemi di regolazione avanzata della
tensione in presenza di GD, l’implementazione di tecnologie e metodologie per la gestione della
rete di distribuzione in configurazione magliata.
Di particolare rilevanza, anche per il suo aspetto innovativo, è la Delibera AEEG ARG/elt 39/10 (In-
centivi alle aziende di distribuzione elettrica per gli investimenti nelle smart grids) [52], già citata
in altre parti di questo documento, che riconosce un tasso maggiorato di ritorno degli investimenti
ai distributori che presentino progetti pilota sulle reti di distribuzione attive di media tensione
(aventi cioè contro-flussi di energia dalla media verso l’alta tensione, a causa della presenza consistente di GD), a dimostrazione dell’applicazione di soluzioni innovative di automazione, controllo
e protezione di rete. Il bando conclusosi recentemente ha portato alla selezione di otto progetti,
184
Realizzazioni in corso
nelle provincie di Milano, Brescia, Isernia, Roma, Terni, Macerata, Macerata (2) e Aosta, finalizzati alla dimostrazione di tecnologie quali la comunicazione bidirezionale tra utente e distributore,
i sistemi avanzati di supervisione e controllo (SCADA), l’automazione di rete, l’accumulo, la ricarica di veicoli elettrici, la partecipazione dell’utente-produttore alla gestione della rete e all’ottimizzazione dei flussi energetici4.
Tra i recenti progetti di SG, T&D Europe (European Association of the Electricity Transmission and
Distribution Equipment and Services Industry) [51] ha promosso, con l’Università di Genova, uno
studio che si propone di valutare come le future infrastrutture di Trasmissione e Distribuzione
(T&D) contribuiranno al raggiungimento degli obiettivi EU 20/20/20. La metodologia sviluppata intende consentire la quantificazione dei possibili benefici ambientali e il miglioramento della qualità dell’energia, conseguenti all’applicazione dei moderni prodotti e sistemi T&D sulle reti elettriche.
L’approccio si basa sull’identificazione di opportuni indici di performance tecniche da utilizzare per
una classificazione dei benefici apportati dalle misure di miglioramento e potenziamento della rete
e per la definizione di reti test. I risultati saranno quantificati tramite parametri quali l’energia risparmiata, la quantità di CO2 non emessa e l’incremento della penetrazione delle fonti rinnovabili,
in relazione agli interventi di modernizzazione della rete elettrica.
Anche in Italia l’attenzione rispetto all’utente domestico è notevole: il progetto ENERGY@HOME
[53], che sta coinvolgendo alcuni consumatori selezionati su tutto il territorio italiano, è finalizzato allo studio e allo sviluppo di servizi innovativi, basati sulla comunicazione tra gli elettrodomestici di futura generazione dei produttori coinvolti (Electrolux e Indesit) e l’infrastruttura
dei contatori elettronici installata in Italia, il Telegestore Enel. Tale struttura consentirà il controllo e la gestione da remoto dei consumi di elettricità, mediante l’infrastruttura di telecomunicazioni sulla rete broadband fissa e mobile di Telecom Italia. Scopo del progetto è quindi
sviluppare un sistema di gestione in cui gli elettrodomestici “intelligenti’’ siano capaci di autogestirsi, regolando i consumi di energia dell’intera casa ed evitando così picchi e sovraccarichi
di rete. Si tratta dunque di un ulteriore passo avanti verso le reti intelligenti, che in futuro consentiranno l’invio di informazioni agli elettrodomestici; essi potranno “auto-programmarli” in
base alla disponibilità e al prezzo dell’energia, entrando in funzione nelle ore non di picco dei
consumi e a minor costo, evitando che il contatore si stacchi per sovraccarico, bilanciandone
automaticamente il consumo senza compromettere la corretta esecuzione dei cicli. Questo
nuovo sistema, inoltre, sarà anche in grado di fornire agli utenti informazioni circa i propri consumi domestici direttamente sul computer, sul cellulare o sul display dell’elettrodomestico. Grazie al facile accesso alle informazioni sui consumi e alla possibilità di scaricare programmi
personalizzati nell’ottica del risparmio energetico, i consumatori potranno così utilizzare in modo
“intelligente” gli elettrodomestici, con l’obiettivo di rendere sempre più efficiente l’intero sistema. Nell’ambito della fase sperimentale, sono state messe a disposizione le migliori e più innovative soluzioni tecnologiche: il sistema Telegestore con applicazioni opportunamente
adeguate per l’interazione con l’infrastruttura di telecomunicazione, gli elettrodomestici, la piat-
4
Il Politecnico di Milano ha svolto la funzione di advisor di sei delle otto iniziative selezionate dall’Autorità.
185
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
taforma di rete broadband fissa e mobile e la tecnologia wireless Zigbee per lo scambio di informazioni con i prototipi forniti dalle aziende coinvolte leader sul mercato italiano.
Infine si cita il progetto Milano Wi-Power, promosso dal Politecnico di Milano e sviluppato da numerosi partner dal mondo della ricerca e dell’industria; il progetto ha l’obiettivo di testare prestazioni, affidabilità e applicabilità di diversi sistemi di comunicazione da interporre tra i relè di
protezione di Cabina Primaria e i Dispositivi di Interfaccia dei generatori diffusi sul territorio. Con
l’introduzione di tali sistemi di comunicazione s’intende migliorare l’affidabilità delle protezioni elettriche destinate alla separazione della generazione dalla rete. Il progetto è fondato sui riscontri sperimentali ottenuti da test realizzati tramite i dispositivi di trasmissione dati installati in una Cabina
Primaria e in un locale cogeneratore.
Le tecnologie di comunicazione che ci si prefigge di analizzare sono: rete internet, sistema Wi-Fi,
sistema WiMAX, Power Line Carrier (PLC) e fibra ottica.
Per maggiori dettagli circa quest’ultimo progetto si rimanda al Capitolo 6, dov’è riportata una descrizione puntuale delle sue motivazioni, dei risultati a cui ha portato e degli sviluppi futuri.
Bibliografia
[1] GridWise Alliance, http://www.gridwise.org
[2] ISGAN, http://www.globalsmartgridfederation.org/isgan.html
[3] Major Economies Forum on Energy and Climate “Technology Action Plan SMART GRID”. December 2009, http://www.majoreconomiesforum.org/
[4] OEB, http://www.oeb.gov.on.ca/OEB/
[5] Luz paratodos, http://luzparatodos.mme.gov.br/luzparatodos/asp/
[6] SGA, http://www.smartgridaustralia.com.au/
[7] JUCCCE, http://www.juccce.com/
[8] Power for All, http://www.powermin.nic.in/indian_electricity_scenario/power_for_all_target.htm
[9] European Energy Research Alliance (EERA), http://www.eera-set.eu
[10] Joint research Programme (JP) Smart Grids http://www.eera-set.eu/index.php?index=38
[11] EEGI, http://www.smartgrids.eu/?q=node/170
[12] R&D Plan, https://www.entsoe.eu/resources/consultations/closed-consultations/rd-plan/
[13] DISPOWER, http://www.dispower.org
[14] EU-DEEP, http://www.eu-deep.com
[15] Fenix, http://www.fenix-project.org
[16] Meta PV, http://www.metapv.eu
186
Realizzazioni in corso
[17] Twenties, http://www.twenties-project.eu
[18] Smart-A, http://www.smart-a.org
[19] Beywatch, http://www.beywatch.eu
[20] DEHEMS, http://www.dehems.eu
[21] Open Meter, http://www.openmeter.com
[22] More Microgrids, http://www.microgrids.eu
[23] Grow-Ders, http://www.growders.eu
[24] SEESGEN-ICT, http://seesgen-ict.erse-web.it
[25] OpenNode, http://www.opennode.eu
[26] ADDRESS, http://www.addressfp7.org
[27] SUSPLAN, http://www.susplan.eu/
[28] Network of Excellence DER-LAB, http://www.derlab.eu
[29] DERri, http://www.der-ri.net
[30] Mobi-E, http://www.mobie.pt/en/homepage
[31] InovGrid, http://www.inovcity.pt/en/Pages/inovgrid.aspx
[32] PRIME, http://www.prime-alliance.org/
[33] Malaga Smartcity, http://portalsmartcity.sadiel.es/
[34] Meters and More, http://www.metersandmore.eu
[35] LENS, http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/Archive/ElecTrans/LENS/Pages/LENS.aspx
[36] FlexNet, http://www.noe-flexnet.eu
[37] EDRP, http://www.ofgem.gov.uk/sustainability/edrp/Pages/EDRP.aspx
[38] ASC, http://www.amsterdamsmartcity.com/
[39] Linky, http://linky.erdfdistribution.fr
[40] E-Energy, http://www.e-energy.de
[41] eTelligence, http://www.etelligence.de
[42] E-DeMa, http://www.e-dema.de
[43] MeRegio, http://www.e-energy.de/de/meregio.php
[44] Mannheim model city, http://www.modellstadt-mannheim.de
[45] RegModHarz, http://www.regmodharz.de
[46] Smart Watts, http://www.smartwatts.de
[47] DG DemoNet, www.nachhaltigwirtschaften.at/edz_pdf/1012_dg_demonetz_konzept.pdf
187
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
[48] emporA, http://www.austrianmobilepower.at/
[49] Smart Grid D-A-CH Cooperation, http://www.SmartGrids-D-A-CH.net
[50] Ricerca di Sistema (RdS), http://www.erse-web.it/testi/ricerca_di_sistema.aspx?idN=12
[51] T&D Europe, http://www.tdeurope.eu/en/home/
[52] Delibera 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”.
[53] Energy@home, http://www.enel.com/it-IT/media/press_releases/release.aspx?iddoc=1624915
[54] AlpEnergy, www.alpenergy.net
188
C a p i to l o 6
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia:
il progetto Milano Wi-Power
d i Davide Falabretti e Mauro Pozzi
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
6.1 Generalità
Il grande cambiamento nella configurazione dei sistemi elettrici al quale si sta assistendo in questi ultimi anni, legato al sempre maggiore coinvolgimento nel processo di generazione di energia
elettrica di impianti di taglia medio-piccola, da connettere alle reti di distribuzione, da un lato,
porta ad indubbi vantaggi in termini di maggior sfruttamento delle risorse rinnovabili e di diversificazione del mix energetico per la produzione di energia elettrica, ma, dall’altro, evidenzia numerose criticità nella programmazione/regolazione/protezione del sistema elettrico, che possono
determinare una riduzione dell’affidabilità e della robustezza delle reti attuali.
Come introdotto nei capitoli precedenti, infatti, il nuovo paradigma, identificato con il termine Generazione Diffusa (GD), consente di differenziare le fonti energetiche primarie per la conversione in
energia elettrica, ma introduce anche problematiche dovute non solo al fatto che le attuali reti di
distribuzione sono gestite come reti passive, cioè presupponendo che non vi sia iniezione di potenza attiva dall’utente verso la rete, ma anche alla struttura stessa delle reti, ai valori delle correnti
di guasto, e, non da ultimo, alla quantità dei flussi di potenza per cui esse sono state sviluppate.
In tale ottica si sottolinea come, benché il tema della GD, e conseguentemente quello delle SG,
siano oggi di grande attualità (entrambi largamente discussi e analizzati a molteplici livelli, da
quelli tecnici a quelli economici e sociali), non vi sia una reale e consolidata esperienza acquisita
da sperimentazioni sul campo, sia a causa della difficoltà pratica di attuazione di detti progetti, sia
per i limiti imposti dalla normativa vigente che non favorisce la loro comparsa (circa la normativa
si anticipa, per il contesto italiano, la sfidante evoluzione introdotta con la ARG/elt 39/2010, accennata nei capitoli precedenti e che in seguito verrà approfondita).
Allo scopo di colmare le lacune appena citate nell’ambito della sperimentazione delle SG, il progetto Milano Wi-Power si pone come obiettivo la ricerca e l’implementazione sul campo di soluzioni alle problematiche introdotte dalla penetrazione di GD nelle reti di distribuzione. L’evoluzione
da esso proposta consta di un nuovo sistema costituito da un idoneo canale di comunicazione tra
le protezioni di Cabina Primaria (CP) del distributore e i siti di GD che a essa afferiscono. Scopo di
tale canale è lo scambio di dati tra i due sistemi di protezione, al fine di sopperire alle limitate prestazioni delle logiche di funzionamento a carattere locale degli attuali Sistemi di Protezione di Interfaccia delle utenze attive (meglio approfondite nel focus seguente).
Focus sulle problematiche associate ai Sistemi di Protezione di Interfaccia
Come anticipato nel Capitolo 3, la corretta e affidabile separazione delle utenze attive dalla
rete è garantita dalla presenza e dal funzionamento del Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI), che equipaggia obbligatoriamente tutte le unità GD. Tale sistema di protezione,
riscontrabile in tutti i sistemi elettrici in Europa, deve avere, sulla rete italiana, prestazioni
particolari, in riferimento alla massiccia presenza di sistemi di automazione evoluti. Un primo
livello di automazione di rete (che può essere direttamente associato alle protezioni) consiste nella presenza delle cosiddette richiusure automatiche, ovvero di sistemi in grado di
190
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
richiudere l’interruttore in testa alla linea a seguito di un’apertura su guasto. Il funzionamento tipico di questi sistemi di richiusura (diffusissimi su tutta la rete di media tensione)
si basa su un ciclo di attesa di qualche centinaio di millisecondi a seguito di un guasto; dopo
tale attesa, l’interruttore viene richiuso e la tensione viene rilanciata lungo la linea.
Questo sistema di richiusura automatica è stato concepito nella visione di una rete sottesa
puramente passiva. In questo caso, infatti, le utenze vengono rialimentate e percepiscono
soltanto una breve interruzione per il tempo necessario alla richiusura medesima (interruzione transitoria).
Nel caso invece di presenza di GD lungo le linee MT, la gestione delle richiusure diviene più
complessa, in quanto è necessario evitare che vengano effettuate quando lungo la linea
sono ancora connessi dei generatori. In questa situazione, infatti, la richiusura dell’interruttore in CP potrebbe causare un parallelo in controfase, con la conseguenza di possibili danni
per le macchine.
Ulteriori problemi, legati alla gestione dei sistemi di automazione di rete, si possono avere:
• quando uno o più impianti di produzione continuano ad alimentare una porzione della
rete elettrica di distribuzione successivamente alla disconnessione della medesima
porzione dal resto della rete (fenomeno dell’isola indesiderata);
• quando il generatore, in caso di guasto sulla linea MT alla quale è connesso, continua
ad alimentare il guasto stesso, rendendo vana la richiusura (richiusura negativa).
L’attuale strategia impiegata per evitare simili situazioni indesiderate è basata sulla rapida
disconnessione dei generatori in caso di apertura dell’interruttore di CP. In particolare, gli
impianti di produzione connessi alla rete di media tensione sono dotati di un dispositivo
automatico in grado di attuare la disconnessione dalla rete in caso di perdita della rete medesima, per comando del sistema di protezione dell’interfaccia (SPI).
Tuttavia, data l’assenza di sistemi di comunicazione tra la CP e i singoli generatori, le informazioni di cui dispongono i relè di interfaccia (SPI) sono esclusivamente di tipo locale,
in particolare la tensione e la frequenza della rete viste in corrispondenza del dispositivo
di interfaccia dell’utente attivo. L’azione del DDI è pertanto basata sulle misure locali di
tensione e frequenza: nello specifico i relè di interfaccia agiscono in base a soglie di minima e massima frequenza (protezioni 81U, 81O), e minima e massima tensione (protezioni 27 e 59). Si presume infatti che la porzione di rete non più connessa con il
complessivo sistema nazionale manifesti un transitorio significativo di tensione e frequenza, tale da causare l’intervento della protezione di interfaccia che aziona il DDI.
Naturalmente, il verificarsi del transitorio di frequenza (e tensione) è subordinato alla specifica situazione di esercizio in cui la linea si trova al momento dell’apertura dell’interruttore di CP. Qualora il flusso sia significativo, il transitorio sarà probabilmente in grado di
far intervenire le protezioni di interfaccia dei generatori; qualora, invece, esso sia trascurabile, il transitorio sarà di minore entità e ciò diminuirà la probabilità di intervento delle
protezioni, con conseguenti problemi di esercizio (e, potenzialmente, di sicurezza del
personale).
191
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
La strategia su cui è basato l’intervento delle protezioni di interfaccia risulta critica non
solo per l’esercizio delle linee di distribuzione, ma anche (fatto poco noto ai non addetti
ai lavori) per la sicurezza del complessivo sistema elettrico nazionale. Infatti, focalizzando
l’attenzione sulle soglie di frequenza, è possibile notare come esse siano particolarmente
restrittive, in modo da eliminare la presenza dei generatori in un tempo molto breve dall’occorrenza di un evento di perdita di rete (per esempio, 200 ms), e consentire così il corretto funzionamento delle richiusure automatiche. In particolare, le soglie sono regolate
a valori molto prossimi alla frequenza nominale: 50,3 Hz per la massima e 49,7 Hz per la
minima frequenza. La presenza di soglie prossime al valore nominale comporta notevoli
controindicazioni; infatti, il raggiungimento di frequenze così vicine a 50 Hz è possibile
anche in condizioni di funzionamento diverse da quelle di perdita di rete.
È doveroso ricordare che simili condizioni si sono avute durante passati episodi di disservizio diffuso, per esempio il 28 settembre 2003 o il 4 novembre del 2006. In particolare, nell’ultimo disservizio citato la variazione di frequenza che ha interessato l’intera rete di
trasmissione nazionale ha messo fuori servizio una significativa quota di generatori sulle
reti a tensioni minori (che i report ufficiali stimano in circa 900 MW). Se si proietta questa
situazione nel futuro, è facile intuire come la presenza di varie migliaia di megawatt di GD
renda il sistema elettrico meno sicuro e pericolosamente instabile in caso di fenomeni di sottofrequenza, simili a quelli allora accaduti.
6.2 Il progetto Milano Wi-Power
Il progetto Milano Wi-Power nasce nel marzo 2009 con l’intento di sviluppare un’infrastruttura
di comunicazione tra CP e utenti attivi ad essa sottesi: obiettivo è permettere un funzionamento delle protezioni di interfaccia dei generatori diffusi sul territorio in modo coordinato con
la rete elettrica a cui l’impianto afferisce. Tramite l’introduzione di un idoneo sistema di trasmissione dati si intende quindi sopperire all’odierna inefficienza di gestione delle protezioni elettriche destinate alla separazione della generazione dalla rete, sia nell’ambito delle utenze
connesse alla rete di distribuzione in media tensione, sia nell’ambito delle utenze connesse in
bassa tensione.
Il progetto ha visto la collaborazione, oltre che del Politecnico di Milano, con i propri dipartimenti
di Energia e di Elettronica e Informazione, anche di partner industriali di primo piano appartenenti sia all’ambito nazionale che internazionale.
Durante il proprio corso l’attività si è articolata in diverse fasi rivolte, da un lato, a individuare
un’architettura ottimale del sistema di comunicazione, dall’altra a testare prestazioni, affidabilità
e applicabilità di diversi vettori di comunicazione da interporre tra i relè di protezione di CP e i Dispositivi Di Interfaccia della GD. L’approccio utilizzato è stato fin dall’inizio fortemente sperimen-
192
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
tale: una parte rilevante dell’attività di ricerca è stata infatti dedicata alle prove sul campo dei
mezzi di trasmissione proposti e degli apparati di nuova concezione.
In particolare, il progetto è fondato sui riscontri ottenuti dai test realizzati tramite i dispositivi di
trasmissione dati installati nella CP di Musocco (di proprietà di A2A) e nel locale cogeneratore del
Politecnico di Milano (sede Bovisa) – Figura 6.1. Ulteriori simulazioni sono state svolte, di volta in
volta, in collaborazione con i diversi partner del progetto, al fine di valutare l’efficacia delle architetture proposte in relazione ai dispositivi specifici.
In generale, le tipologie di vettori di comunicazione prese in esame per valutarne aspetti negativi
e potenzialità sono le seguenti:
• Digital Subscriber Line (DSL);
• Power Line Carrier (PLC);
• Wi-Fi;
• WiMAX;
• fibra ottica.
Infine, nel settembre 2010, l’architettura di sistema sviluppata nel progetto Milano Wi-Power è stata
adottata da A2A Reti Elettriche (con i dovuti sviluppi e ampliamenti) come base per il proprio progetto “Smart Grids”, oggetto di richiesta di incentivazione all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
ai sensi della Delibera ARG/elt 39/10 [4], successivamente accolta con Delibera ARG/elt 12/11 [5],
come meglio dettagliato nel paragrafo 6.7.
Figura 6.1 Vista della Cabina Primaria di Musocco e della sede Bovisa del Politecnico di Milano con schema
di principio del sistema di comunicazione
193
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
❑ 6.2.1 Partner del progetto
Volendo caratterizzare il progetto Milano Wi-Power con il sopracitato approccio sperimentale, è apparsa evidente fin da subito la necessità di partecipazione di soggetti operanti nel mondo dell’industria elettrica e delle telecomunicazioni. Le potenzialità di tali soggetti sono infatti risultate
determinanti, sia grazie all’apporto che hanno fornito in fase di concepimento e successiva industrializzazione dei dispositivi innovativi, sia per l’esperienza con cui essi hanno contribuito nelle fasi
più critiche del lavoro.
In particolare, ovvia è stata la scelta di adottare A2A Reti Elettriche quale principale interlocutore
per l’individuazione di un sito dove mettere in pratica i risultati dell’attività di ricerca e progettazione; questo sia per il forte legame che l’azienda ha da sempre con il Politecnico di Milano, che
per il ruolo di prim’ordine che A2A ricopre nel settore della distribuzione elettrica in Italia.
Oltre ad A2A, i soggetti che hanno partecipato attivamente alle diverse fasi del progetto sono:
• Thytronic;
• SELTA;
• RSE;
• MobiMESH;
• Retelit.
Come già spiegato, in ambito accademico il Politecnico di Milano ha preso parte all’attività, sia con
il proprio Dipartimento di Energia che attraverso il Dipartimento di Elettronica e Informazione (DEI).
Infine, esperti del Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI) e dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il
Gas (AEEG) hanno assistito a specifiche fasi dell’attività.
Di seguito è fornita una breve presentazione dei partner del progetto Milano Wi-Power.
A2A è la multiutility nata l’1 gennaio 2008 dalla fusione tra AEM S.p.A. Milano e ASM S.p.A. Brescia, con l’apporto di Amsa ed Ecodeco, le due società ambientali acquisite dal Gruppo.
Il Gruppo A2A è principalmente impegnato nei settori:
• della produzione, vendita e distribuzione di energia elettrica;
• della vendita e distribuzione di gas;
• della produzione, distribuzione e vendita di calore tramite reti di teleriscaldamento;
• della gestione dei rifiuti;
• della gestione del ciclo idrico integrato.
Le attività di A2A sono organizzate in 4 “filiere” (energia, calore e servizi, ambiente e reti), cui
vanno aggiunti i servizi, sia di corporate che di altra natura.
In particolare la distribuzione di energia elettrica è gestita dalla società del Gruppo A2A Reti Elettriche S.p.A. Essa, nata dalla fusione delle due società AEM Distribuzione Energia Elettrica S.p.A.
e ASM Distribuzione Elettricità S.r.l., assicura il servizio di distribuzione dell’energia elettrica ad oltre
194
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
un milione di clienti, erogando più di 12.000 GWh all’anno. È presente nelle province di Milano e
Brescia e in altri 59 comuni, distribuiti nell’hinterland milanese e nelle zone del Lago di Garda e
della Valsabbia. Gestisce più di 12.000 chilometri di reti di distribuzione in alta, media e bassa
tensione, 58 Cabine Primarie e sottostazioni e più di 8300 Cabine Secondarie.
Thytronic S.p.A. nasce nel 1965 a Padova con il dichiarato scopo di progettare e produrre relè di
protezione elettrica con tecnologia statica, un campo del tutto innovativo per un prodotto, all’epoca, tradizionalmente di tipo elettromeccanico.
Nella fase iniziale della propria vita Thytronic si occupa della realizzazione di relè di protezione amperometrici, voltmetrici e differenziali per bassa tensione, e di relè di controllo e automazione industriale,
quali temporizzatori e dispositivi fotoelettrici. Successivamente realizza, con propria progettazione,
una linea di protezioni per reti di distribuzione in media tensione e per macchine elettriche.
Dagli anni Settanta la sede di Thytronic si sposta a Milano. Oggi Thytronic è un’azienda leader nella
progettazione e nella realizzazione di protezioni basate sulle nuove tecnologie microelettroniche,
che sfruttano i benefici derivanti dall’elaborazione numerica dei segnali.
SELTA S.p.A. (Società ELettronica Trasmissione ed Automazione) nasce nel 1972 a Milano come
laboratorio di progettazione, con l’obiettivo di applicare alle telecomunicazioni i continui progressi
dell’elettronica, in particolare nei sistemi di telecontrollo e di trasmissione su elettrodotto ad alta
tensione. La società cresce rapidamente e nel 1980 si trasferisce nel nuovo stabilimento di Cadeo
(PC), mentre nel 1982 viene avviata a Porto D’Ascoli SELTA TELEMATICA (oggi SELTATEL), per
lo sviluppo e la produzione di sistemi di telecomunicazione aziendale.
Al termine degli anni ’90, SELTA inizia a operare anche nell’ambito delle tecnologie per l’accesso
alle reti pubbliche di telecomunicazione, settore in cui oggi occupa una posizione di preminenza,
collaborando con importanti carrier internazionali.
Negli ultimi anni SELTA ha significativamente allargato le proprie competenze applicative rendendo disponibili sistemi di avanguardia per l’automazione delle stazioni elettriche e per il segnalamento ferroviario.
RSE S.p.A. (Ricerca sul Sistema Energetico) sviluppa attività di ricerca nel settore elettroenergetico, con particolare riferimento ai progetti strategici nazionali, di interesse pubblico generale, finanziati con il Fondo per la Ricerca di Sistema. La Società è partecipata totalmente da capitale
pubblico, avente come socio unico GSE S.p.A.
RSE nasce nel 1956 come CESI, è poi riorganizzata in CESI RICERCA (2005) e nel 2009, a seguito
dell’acquisizione da parte di ENEA avvenuta nel 2006, assume la nuova denominazione
ENEA – Ricerca sul Sistema Elettrico S.p.A., in forma breve ERSE S.p.A.
195
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Il 15 luglio 2009 GSE (Gestore Servizi Elettrici) acquisisce da CESI S.p.A. il 49% del capitale sociale. Infine, il 21 luglio 2010, a seguito del ruolo di socio unico adottato dal GSE, la società ha
assunto la denominazione attuale RSE S.p.a.
Le attività dell´azienda coprono l´intera filiera elettroenergetica in un´ottica essenzialmente applicativa e sperimentale, assicurando la prosecuzione coerente di tutte le attività di ricerca in corso
e lo sviluppo di quelle future.
MobiMESH S.r.l. è uno spin-off del Politecnico di Milano fondato nel 2008 da un gruppo di docenti
e ricercatori insieme a Voismart, partner industriale e commerciale. Le soluzioni innovative di MobiMESH sono il frutto della ricerca svolta presso l’Advanced Network Technologies Laboratory (ANTLab) del Politecnico di Milano.
MobiMESH sviluppa prodotti e soluzioni innovative per reti wireless mesh, cioè per reti completamente wireless concepite per liberare le reti Wi-Fi dalla necessità di interconnettere tra loro i punti
d’accesso mediante cablaggio. Esse possono essere usate in tutti gli scenari nei quali il cablaggio
non è possibile, o economicamente non conveniente, come le città, le installazioni temporanee,
gli edifici storici e le aree protette.
Molte applicazioni possono essere abilitate dalle reti wireless mesh come l’accesso a internet domestico e per utenti nomadici, la video sorveglianza, servizi VOIP privati e pubblici, monitoraggio
ambientale, servizi informativi per il turista, ecc.
Retelit S.p.A. è un operatore attivo nell’ambito delle telecomunicazioni dal 1996, specializzato nella
fornitura di servizi a banda larga a carrier nazionali ed internazionali, Internet Service Provider
(ISP), Application Service Provider (ASP), enti della Pubblica Amministrazione e grandi aziende.
Gli asset che consentono a Retelit di competere con successo sul mercato italiano si basano su:
• un network in fibra ottica di 6.808 chilometri, otto reti metropolitane nelle principali città
italiane, oltre 200 città in rete e 28 data center;
• una rete logica di ultima generazione, con capacità di trasporto praticamente illimitata, disegnata
per erogare servizi IP/MPLS e connessioni ad alta velocità su architettura DWDM ed SDH.
I servizi sono disponibili su tutto il territorio nazionale e beneficiano della presenza diretta di Retelit
con proprie MAN nelle città di Roma, Milano, Torino, Padova, Bologna, Reggio Emilia, Napoli e Bari.
❑ 6.2.2 Caratteristiche dei siti della sperimentazione
Al fine di valutare prestazioni e affidabilità dei diversi canali di comunicazione, la CP di Musocco
(Figura 6.2), di proprietà di A2A, e un cogeneratore di proprietà del Politecnico di Milano (installato presso il Dipartimento di Energia nella sede di Milano Bovisa), sono stati muniti degli appositi dispositivi di comunicazione sperimentali.
196
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
L’ubicazione dei siti ha caratterizzato profondamente i risultati della sperimentazione, favorendo
determinati mezzi trasmissivi e sfavorendone altri. Ad esempio, essendo sia la CP che il cogeneratore appartenenti a un contesto fortemente urbanizzato come Milano, la trasmissione di dati
tramite vettori di comunicazione via etere ne è risultata sfavorita: le problematiche di natura autorizzativa, unite alla difficoltà di garantire la visibilità tra le antenne attraverso lo skyline di Milano, hanno fatto propendere per un utilizzo in questi casi di altre tecnologie: in modo particolare
della rete pubblica cablata. Quest’ultima, quindi, grazie alla sua copertura capillare sul territorio
di Milano, è stata la prima tecnologia presa in considerazione per la sperimentazione e, in scenari
di questo tipo, è attualmente la favorita.
Figura 6.2 Posizione geografica della Cabina Primaria A2A di Musocco (indicatore blu) e del campus Bovisa
del Politecnico di Milano (indicatore verde)
❑ 6.2.3 Cronistoria del progetto
La cronistoria del progetto, articolata nelle diverse fasi di sviluppo dei dispositivi innovativi e di valutazione sperimentale delle tecnologie di comunicazione, è riportata in Figura 6.3, sottoforma di
diagramma di Gantt.
Una breve descrizione delle varie attività che costituiscono il progetto è invece riportata nel seguito
(la numerazione è la medesima impiegata nel diagramma di Gantt):
197
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
1) concettualizzazione del progetto, identificazione dei siti della sperimentazione ed elaborazione
di massima delle apparecchiature;
2) sviluppo del relè di interfaccia telecontrollato Thytronic;
3) prove di visibilità tra antenne Wi-Fi, triangolazione antenne tra Bovisa e Musocco e richiesta
delle autorizzazioni necessarie;
4) prove di invio segnali di ping, per mezzo di vettore di comunicazione DSL, attraverso rete
internet; segnali scambiati tra personal computer posizionati in diverse località del nord Italia
e il relè di interfaccia Thytronic situato nella CP di Musocco;
5) prove di invio segnali di intertrip, per mezzo di vettore di comunicazione DSL, attraverso rete
internet con protocollo proprietario, segnali scambiati tra un relè di interfaccia Thytronic posto
nella sede dell’azienda stessa e un relè situato nella CP di Musocco;
6) prove di invio segnali di intertrip, per mezzo di vettore di comunicazione DSL, attraverso rete
internet integrata con rete Wi-Fi con protocollo proprietario; segnali scambiati tra un relè di
interfaccia Thytronic posto nel campus Bovisa del Politecnico e uno stesso relè situato nella CP
di Musocco;
7) sviluppo e programmazione delle apparecchiature SELTA e successive prove di comunicazione,
per mezzo di vettore di comunicazione DSL su rete internet, con protocollo IEC 61850, tra
Cadeo (sede SELTA) e sede Bovisa Politecnico;
8) sviluppo della soluzione WiMAX e installazione delle antenne;
9) prove di invio segnali di intertrip attraverso rete WiMAX con protocollo IEC 61850, scambiati
tra il campus Bovisa del Politecnico e la CP di Musocco.
Figura 6.3 Diagramma di Gantt del progetto Milano Wi-Power
198
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
6.3 Architettura del sistema
Al fine di porre rimedio alle criticità degli attuali Dispositivi Di Interfaccia (DDI), capaci di rilevare
unicamente grandezze elettriche di carattere locale, è necessario, come già anticipato al paragrafo 3.4, inserire un’infrastruttura di comunicazione fra questi ultimi e la CP a cui essi risultano
sottesi. Tale canale di comunicazione può essere realizzato tramite differenti tecnologie (ognuna
delle quali con i propri pregi e difetti) la cui scelta non influisce in modo significativo sull’architettura di principio del sistema.
Nell’ipotesi di considerare il sistema di distribuzione in funzionamento nel solo assetto radiale, e
di trascurare in prima analisi le possibilità di controalimentazione e di riconfigurazione della rete
in caso di anomalie o guasti, è possibile implementare una logica di controllo di tipo master–slave.
Il relè di protezione di linea posto in CP funziona da master, mentre i sistemi di protezione di interfaccia della GD installata sulla linea sottesa alla protezione in CP assolvono la funzione di slave.
Il sistema di comunicazione garantirebbe la possibilità di gestione della GD, e una maggiore affidabilità nel suo distacco o nel suo mantenimento in linea, in caso di necessità dettate da precise
logiche di funzionamento.
In Figura 6.4 è illustrata la logica di comunicazione tra il relè master e il relè slave. In presenza di
comunicazione il relè master scambia informazioni con i relè slave, che attuano le logiche di funzionamento e le soglie in frequenza e tensione loro imposte dal relè master. In assenza di comunicazione i relè slave lavorano invece su logiche e soglie locali, come attualmente prescritto dalla
normativa vigente.
Figura 6.4 Rete MT con GD e integrazione con il sistema di comunicazione
199
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
In presenza di un simile sistema di trasmissione-ricezione sulle reti di distribuzione è possibile implementare nuove logiche per la commutazione delle soglie di tensione e frequenza del DDI, in
modo da renderle meno restrittive e più performanti in relazione al corretto funzionamento del
sistema.
Alcuni vantaggi che potrebbero derivarne sono legati alla possibilità di:
• aumentare in maniera decisiva l’affidabilità della protezione di interfaccia nel disconnettere il
generatore quando necessario;
• diminuire gli scatti intempestivi della protezione di interfaccia;
• evitare il distacco dell’utente attivo in condizioni di emergenza della Rete di Trasmissione
Nazionale;
• far contribuire la generazione degli utenti attivi, oltre a quella delle grandi centrali, a sostenere
la Rete di Trasmissione Nazionale in condizioni di emergenza.
In Figura 6.5 è mostrata una possibile gestione delle soglie di intervento in frequenza e tensione
della protezione di interfaccia.
Figura 6.5 Soglie di comando del DDI in presenza (azzurre) e in assenza (rosse) di comunicazione
200
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
Si tratta della gestione della protezione di interfaccia su due diversi set di regolazioni. In presenza
del sistema di comunicazione sono attive le regolazioni indicate in azzurro, che consentono al generatore di funzionare con maggiori tolleranze (per esempio, 48,5 Hz in sotto frequenza e 51,5 Hz
in sovra frequenza).
Viceversa, qualora il sistema di comunicazione non fosse disponibile, sono attive le regolazioni
rosse della figura; conformemente alla Norma CEI 0-16 [2], per la frequenza, la zona di possibile
funzionamento va da 49,7 a 50,3 Hz.
6.4 Aspetti tecnologici legati ai sistemi di telecomunicazione
Di seguito è presentata una panoramica dei diversi sistemi di comunicazione oggetto di sperimentazione nel progetto Milano Wi-Power. Per ciascuno sono state effettuate prove di affidabilità (in
termini di pacchetti di dati giunti a destinazione con le tempistiche obiettivo) e ne sono stati valutati pregi e difetti in relazione al contesto di installazione (urbano, piuttosto che rurale). Sono
state inoltre prese in considerazione possibili integrazioni tra le diverse tecnologie; si sono cioè realizzati canali di trasmissione basati in parte su un vettore (ad esempio, Wi-Fi) e in parte su un altro
(ad esempio, rete cablata).
❑ 6.4.1 DSL (Digital Subscriber Line)
La rete internet con connessione DSL, per estensione e per capillarità di diffusione sul territorio,
nonché per i minimi costi di esercizio e di struttura, risulta la prima candidata tra i vettori di comunicazione, pur di considerare le problematiche legate alla sicurezza dell’informazione, alla necessità di avere indirizzi IP pubblici e ai tempi di trasferimento dei messaggi tra CP e GD in caso
di un intenso traffico di dati in rete.
❑ 6.4.2 PLC (Power Line Carrier)
Il sistema PLC è una modalità di comunicazione dati che sfrutta quale supporto i conduttori delle reti
elettriche. Le comunicazioni sulla rete di trasmissione (in alta tensione) avvengono già oggi con sistema
PLC; l’idea è perciò quella di applicare tale sistema di comunicazione anche alle reti di distribuzione in
media e bassa tensione, al fine di valutarne benefici e limitazioni di continuità (cavi elettrici suscettibili a guasti, discontinuità dovute a trasformatori MT/BT, possibile presenza di linee aperte, ecc.).
La sperimentazione in tale direzione ha messo in luce come la comunicazione tramite PLC sul lato
media tensione sia di fatto complessa, in termini di costi della tecnologia e di prestazioni (ancora
da verificare, almeno per applicazioni quali quella sviluppata nel progetto); essa risulta però accettabile per scambio di informazioni su brevi tratte all’interno della rete di bassa tensione dell’edificio nel quale è situato il sito di generazione (vale a dire nell’ambito delle Home Area Network –
HAN – definite nel Capitolo 4).
❑ 6.4.3 Wi-Fi e WiMAX
Le reti Wi-Fi, attualmente in via di diffusione sul territorio nazionale, sono infrastrutture relativamente economiche, di veloce attivazione e che permettono di realizzare sistemi flessibili per la tra-
201
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
smissione di dati usando frequenze radio, che estendono o collegano reti esistenti creandone di
nuove. Le antenne Wi-Fi generalmente sono parabole poste sui tralicci elettrici e dietro i campanili
(che tipicamente sono i punti più alti nel paesaggio nazionale). Ciò evita un onere elevato per la costruzione di supporti dedicati. Le antenne delle singole case sono invece poste sui tetti. Per tali motivazioni, il Wi-Fi è uno strumento di interesse per lo studio delle comunicazioni tra il relè di CP e le
protezioni di interfaccia della DG. In aggiunta alla tecnologia Wi-Fi, la più recente tecnologia WiMAX
permette di sfruttare per la comunicazione sia bande proprietarie che bande libere, e coprire distanze
maggiori, mantenendo comunque il vincolo di avere una condizione di “visibilità” tra antenne comunicanti (condizione che può risultare, in ragione della conformazione del territorio, limitativa).
A fronte quindi di costi più consistenti per l’infrastruttura (se paragonati a soluzioni come l’impiego
della rete cablata) e possibili problemi di natura autorizzativa, le reti Wi-Fi e WiMAX permettono di
coprire facilmente lunghe distanze (2-3 chilometri le prime, fino a qualche decina di chilometri le seconde) qualora l’installazione avvenga in siti poco urbanizzati. I territori rurali, spesso non oggetto
di copertura da parte delle reti cablate, sono quindi i maggiori fruitori di questa tecnologia.
❑ 6.4.4 Fibra ottica
Il sistema di comunicazione con fibra ottica permette infine di realizzare un canale dedicato alla comunicazione delle protezioni. Tale supporto di comunicazione tuttavia comporta significativi interventi
strutturali legati alla sua posa, che fanno ritenere un impiego su suolo pubblico di difficile attuazione.
L’applicazione all’interno dell’impianto d’utenza risulta invece fattibile, pur di considerare il maggior
costo d’installazione e di traduzione dell’informazione tra un supporto di comunicazione e l’altro.
Appare evidente come, prevedendo in futuro la posa di un opportuno vettore di comunicazione in
occasione di ogni manutenzione della rete che richieda l’intervento sui cavi e/o linee di trasmissione dell’energia, la fibra ottica appaia come il vettore con le caratteristiche migliori. Si rimarca
infatti come il principale costo di installazione delle connessioni in fibra ottica sia da associarsi alle
opere civili (scavi, ecc.) e non al costo proprio del vettore dati.
6.5 Protocollo di comunicazione e segnali scambiati
❑ 6.5.1 Sviluppi proposti
Il progetto Milano Wi-Power ha affrontato, oltre allo sviluppo dei mezzi trasmissivi idonei allo
scambio di informazioni tra Cabina Primaria e DDI, anche lo studio dello standard protocollare necessario a tale scopo, nonché delle informazioni che è richiesto scambiare tra i vari dispositivi del
sistema.
Nel prosieguo del capitolo si approfondiscono questi aspetti, a cominciare dalle proprietà richieste al protocollo impiegato, riportate nel seguito:
• il protocollo scelto deve essere ampiamente condiviso, sia dai soggetti coinvolti nel progetto
sia dal complessivo panorama tecnico nazionale e internazionale, in modo da favorire possibili
evoluzioni future di questa tecnologia nella direzione dell’aumento delle funzioni supportate e
del loro miglioramento, nonché di una sempre più efficiente integrazione con gli altri dispositivi e infrastrutture di rete;
202
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
• lo standard deve essere adatto alle funzioni che si vogliono implementare. Infatti, esso deve
permettere la trasmissione delle informazioni desiderate nei tempi voluti. Gli standard di comunicazione possono essere più o meno ingombranti (in termini di quantità di dati che bisogna
complessivamente inviare per implementare una data funzione); sono quindi favoriti nella scelta
i protocolli che, a pari funzionalità offerte, garantiscono un minor numero di dati inviati;
• lo standard deve essere facilmente implementabile nei relè e, in futuro, negli altri dispositivi da
integrare nel sistema di automazione. La conversione da protocolli proprietari a protocolli standard può necessitare di una cospicua potenza di calcolo, che gli odierni relè elettronici non
possiedono. L’incremento di tale potenza potrebbe impattare in modo considerevole sui costi
di produzione dei dispositivi, a causa degli oneri derivanti dalla ricerca e sviluppo da svolgere,
ma anche per il maggior costo dei componenti da installare nei dispositivi stessi.
In accordo con le caratteristiche sopracitate, la scelta è ricaduta sul protocollo IEC 61850, soprattutto grazie al riscontro favorevole che sta riscuotendo nell’ambito della comunità elettrotecnica
internazionale. La forte versatilità di cui esso gode e il numero di funzionalità offerte rappresentano ulteriori punti di forza. A controbilanciare gli aspetti positivi appena citati vi è però la sua notevole complessità, che incide negativamente sia in termini di dimensione dei pacchetti di dati da
inviare, sia in termini di potenza di calcolo di cui devono essere dotati i relè. In prospettiva, questi aspetti negativi sarebbero ovviabili introducendo una versione “minore” dello standard, con
funzionalità ridotte (ma comunque più che sufficienti agli scopi del progetto Milano Wi-Power e,
in generale, alle applicazioni che impattano sui sistemi di distribuzione in MT) e il vantaggio di una
struttura semplificata e alleggerita.
❑ 6.5.2 Lo Standard IEC 61850 – Caratteristiche e implementazione
Come già introdotto nel Capitolo 4, la norma IEC 61850 “Communication networks and systems
in substations” [6], recepita a livello CENELEC, e quindi dal CEI, regola lo sviluppo e l’integrazione
dei sistemi di automazione presenti nelle stazioni elettriche. Essa nasce nel 1995 come standard
per la definizione dell’automazione di stazione elettrica, con l’obiettivo di:
• definire un protocollo unico per la complessiva stazione che abbia la capacità di modellizzare
tutte le informazioni necessarie alla sua automazione;
• promuovere un’alta interoperabilità tra i dispositivi dei diversi produttori;
• promuovere uno standard comune di monitoraggio e memorizzazione dati;
• definire i test a cui devono essere soggetti tutti i dispositivi di stazione per essere conformi allo
standard.
L’IEC 61850 è pertanto uno standard di riferimento per la realizzazione di detti sistemi, e per la
definizione dei principi di implementazione e di comunicazione necessari al fine di garantire l’interoperabilità tra gli apparati (di diversi costruttori) che realizzano funzioni di protezione, controllo
e monitoraggio all’interno della sottostazione e tra le sottostazioni.
In particolare, lo Standard IEC 61850 definisce protocollo, formato dei dati, oggetti, interazioni e
linguaggio di programmazione (Substation Configuration Language – SCL), da adottare per la configurazione dell’intera sottostazione.
203
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Il protocollo IEC 61850 è stato impiegato nel progetto Milano Wi Power, quale protocollo non proprietario, per la realizzazione del canale di comunicazione tra la CP e la GD sul territorio. Dato il vasto
numero di aspetti normati da tale standard e la particolare applicazione che se ne fa nel presente
progetto, si è reso necessario un attento lavoro di revisione e, a seconda dei casi, estensione o semplificazione dei concetti in esso contenuti. Le diverse parti che compongono la norma IEC 61850
descrivono infatti attentamente le logiche di implementazione e i sistemi di comunicazione di stazione o CP, non definendo però gli aspetti relativi alla trasmissione di informazioni tra CP e GD.
Al fine di modellizzare la stazione elettrica, l’IEC 61850 utilizza le seguenti modalità:
• rappresenta gli elementi fisici come un insieme di Logical Node;
• suddivide la stazione elettrica in tre livelli distinti:
– Station Level;
– Bay Level;
– Process Level.
• necessita che ogni sistema debba avere un tempo di riferimento univoco.
La presenza di GD non era originariamente prevista dalla modellizzazione di stazione elettrica
adottata dal protocollo IEC 61850; vi è quindi stata introdotta secondo le modalità compatibili con
il protocollo medesimo.
Essa ha richiesto, in prima battuta, di essere rappresentata con i cosiddetti Logical Node e, successivamente, di essere inserita in uno dei tre sopracitati livelli di stazione. Come illustrato di seguito, nel progetto Milano Wi-Power essa è stata introdotta nel Process Level realizzando di fatto
un’estensione di quest’ultimo a Remote Process Level. Infine è stato determinato, concordandolo
con i diversi soggetti coinvolti, un tempo di riferimento univoco per il nuovo livello di stazione appena definito.
Entrando nel dettaglio, i tre livelli adottati dalla IEC 61850 si rendono necessari al fine di suddividere l’automazione di stazione in diversi insiemi concettuali, ognuno con le seguenti funzioni:
• Station Level: realizza le funzioni di alto livello che coinvolgono i diversi stalli e si occupa della
comunicazione con i centri di controllo superiori (livello Human Machine Interface – HMI);
• Bay Level: comprende gli apparati (Intelligent Electronic Devices – IEDs) di protezione, controllo
e monitoraggio;
• Process Level: consiste negli organi della sottostazione come trasformatori, interruttori e
sezionatori.
Lo standard definisce poi tra i livelli di automazione differenti sistemi di comunicazione, a seconda
delle tipologie di messaggi che si intende scambiare tra i componenti e delle esigenze temporali
che li caratterizzano. I canali trasmissivi normati dall’IEC 61850 sono definiti di seguito.
• Bus di stazione: è frapposto tra Station Level e Bay Level e permette la comunicazione tra stalli
appartenenti al livello di stazione tramite servizio client-server e tra stalli di diversi livelli tramite
l’impiego di servizi peer-to-peer (cioè dei messaggi GOOSE definiti al paragrafo 6.3.2).
• Bus di processo: permette la comunicazione tra il Bay Level e il Process Level garantendo l’invio
di informazioni con temporizzazioni critiche dagli organi di campo agli Intelligent Electronic
Devices.
La sincronizzazione dei tempi tra i vari dispositivi è effettuata tramite sistema GPS.
204
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
Allo scopo di adottare il protocollo IEC 61850 nel progetto Milano Wi-Power per lo scambio di informazioni tramite vettore DSL, Wi-Fi, WiMAX o in fibra ottica, si sono estesi, come già anticipato,
i concetti in esso contenuti a tutti i dispositivi facenti parte del sistema CP – utente attivo. Si introduce quindi il concetto di Sottostazione Estesa, ovvero si amplia la visione del sistema di supervisione e protezione della CP alle utenze attive (remote) della GD, consentendo così che:
• le protezioni di interfaccia della GD possano ricevere messaggi di tipo GOOSE, indicanti la
“Presenza rete” o “Keep alive”, con periodicità predefinita, in modo da segnalare alla protezione
di interfaccia la presenza del sistema di comunicazione;
• le protezioni di CP e le protezioni di interfaccia della GD possano funzionare con logica di tipo
Client–Server per lo scambio di informazioni o report.
Adottando tali accorgimenti è quindi possibile la realizzazione di un sistema di comunicazione, installando, in CP, un sistema di supervisione (o effettuando una modifica del sistema esistente) in
grado di comunicare con protocollo e logiche IEC 61850 e prevedendo, in corrispondenza della GD,
un relè di interfaccia IEC 61850 integrato sul relè preesistente o esterno, capace di comunicare
con la CP cui è sotteso in funzionamento normale.
Applicando il concetto di Sottostazione Estesa, si introducono di fatto dei nuovi livelli di automazione, non previsti in origine dallo Standard IEC 61850. In particolare:
• il Remote Bay Level, di cui fa parte il relè di interfaccia della DG con le proprie logiche di
funzionamento;
• il Remote Process Level, di cui fa parte il contattore/interruttore con la bobina della protezione
di interfaccia che equipaggia la GD.
Si identifica inoltre un Bus Virtuale (anche questo non normato dal protocollo IEC 61850) tra la
CP e la DG, realizzato con diverse tipologie di supporti caratteristiche del mezzo trasmissivo impiegato (DSL, Wi-Fi, WiMAX, PLC o fibra ottica).
La gestione delle sincronizzazioni dei tempi è invece effettuata tramite server NTP1 (livello 3) o tramite IEEE 1588 [7] (livello 2).
Definita la modellizzazione concettuale del sistema di comunicazione tra CP e GD, si rende quindi
necessario implementare le nuove logiche con cui devono operare i dispositivi di protezione:
• una logica nel relè di protezione di CP, tale da ricevere in ingresso il segnale di “apertura
interruttore” dai Logical Node implementati e dare in uscita un messaggio GOOSE di apertura
ai dispositivi di interfaccia logicamente connessi;
• una logica nella protezione di interfaccia tale da ricevere un messaggio di “apertura
generazione” proveniente dalla cabina cui il nodo è logicamente connesso.
❑ 6.5.3 Segnali inviati
Una volta impostato il sistema di comunicazione, è risultato fondamentale definire quali sono i segnali da trasferire tra CP e GD. Le tipologie di messaggio che sarebbe utile scambiare sono riportate nel seguito.
1
Il Network Time Protocol (NTP) è un protocollo client-server per sincronizzare gli orologi dei computer all’interno di una
rete. Lo Standard NTP è giunto alla sua quarta edizione (tuttora in via di sviluppo). Sito ufficiale: http://www.ntp.org/
205
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
6.5.3.1 Intertrip
L’informazione principale da scambiare tra CP e GD, che ha motivato la necessità di intraprendere
il progetto Milano Wi-Power, è l’intertrip (telescatto), ovvero il comando di apertura dell’interruttore di interfaccia, inviato dal relè in CP al relè di interfaccia della GD (SPI), a seguito dell’avvenuto intervento della protezione in CP.
Il messaggio di intertrip è predisposto dalla supervisione di CP che pubblica sulla rete di comunicazione il messaggio di tipo GOOSE; i relè di interfaccia interpretano tale messaggio ed eseguono
la funzione di distacco della generazione. Il segnale è rilevato da tutti i generatori sottesi alla CP
ma recepito solo dai relè di interfaccia interessati (comunicazione di livello 2), ovvero quelli sottesi alla linea coinvolta dall’evento.
6.5.3.2 Messaggi ulteriori
Altre informazioni da scambiare tra CP e GD possono essere relative ai valori di tensione e frequenza registrati a livello locale ed acquisiti a livello centrale in CP, a segnali per la regolazione di
tensione, oppure per la registrazione di eventi anomali.
In particolare, per quanto concerne i messaggi inviati al fine di attuare la regolazione di tensione tramite la GD connessa alla rete, essi potrebbero essere inviati dai dispositivi in CP agli
impianti, al fine di ordinare loro il funzionamento a fattore di potenza costante e non unitario
(ad esempio: pari a 0,95 o 0,9). La funzione di regolazione della tensione potrà, inoltre, essere
eventualmente gestita mediante algoritmi per richiedere o meno un’iniezione di reattivo da
parte dei gruppi di generazione, a prescindere dalle violazioni di tensione in corrispondenza del
loro punto di connessione alla rete. Infatti, la possibilità di richiedere iniezioni di reattivo alla
GD potrebbe essere sfruttata anche ai fini di migliorare l’efficienza delle reti MT: l’immissione
in rete di potenza reattiva è in grado di diminuire i transiti reattivi lungo le linee, rifasando la
rete MT.
Potrà essere prevista la possibilità di controllare la produzione degli impianti di GD (iniezione di potenza attiva e reattiva) per contrastare eventuali situazioni anomale di funzionamento della rete,
quali i sovraccarichi di linea.
Da ultimo, potrà essere ipotizzabile l’uso del sistema di comunicazione per gestire in maniera coordinata il prelievo di alcuni carichi e l’iniezione della GD, al fine di ottenere un profilo complessivo che consenta un migliore accesso al mercato ad aggregazioni di carichi e generatori.
6.5.3.3 Presenza rete
Un ulteriore segnale, che i dispositivi in CP dovrebbero inviare in modo regolare ai generatori
ad essa sottesi, è la presenza della rete di comunicazione; in assenza di tale segnale la protezione di interfaccia della GD modifica automaticamente, a valori più sensibili, le soglie di intervento delle protezioni di frequenza e tensione (ripristinando le logiche di protezione oggi
utilizzate) e la funzione di regolazione di tensione sulla rete di distribuzione torna a operare con
logiche cosiddette “locali” (cioè la GD eroga energia elettrica a un fattore di potenza predeterminato).
206
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
Attraverso il segnale di presenza rete i relè di interfaccia hanno conferma della presenza del canale di comunicazione tramite la ricezione periodica di messaggi GOOSE (ad esempio, con tempistiche comprese tra 1 e 5 secondi). La protezione di interfaccia interpreta il messaggio GOOSE
come una conferma della funzionalità del canale di trasmissione dati per il successivo periodo di
invio ciclico del messaggio. Il periodo di latenza tra messaggi di presenza rete – lungo rispetto alla
periodicità adottate tipicamente nell’ambito delle telecomunicazioni – è scelto in riferimento al
concetto di “rischio accettabile”: si ritiene cioè ammissibile il rischio di accadimento di un guasto
sul canale di comunicazione contemporaneamente alla ricezione di un comando di intertrip (dove
per eventi contemporanei si intende che hanno luogo durante lo stesso periodo di latenza tra l’invio di due messaggi GOOSE di presenza rete).
6.6 Esiti della sperimentazione
L’attività di sperimentazione del progetto Milano Wi-Power si è articolata in diverse fasi, caratterizzate dal vettore di comunicazione impiegato, dai dispositivi posti ai capi del canale di trasmissione dati e dai protocolli di comunicazione di volta in volta utilizzati. Come illustrato nel seguito,
la ricerca ha avuto luogo principalmente, ma non in modo esclusivo, tramite l’installazione delle
apparecchiature oggetto di test nella sede di Bovisa del Politecnico oppure nella Cabina Primaria
A2A di Musocco.
In linea di principio l’attività di sperimentazione del progetto Milano Wi-Power si è articolata in due
distinte fasi:
a) esperienza di comunicazione attraverso protocolli proprietari; è la fase iniziale della
sperimentazione, dove la necessità di testare le funzionalità dei relè innovativi Thytronic ha
prevalso su quella relativa alla ricerca del protocollo di comunicazione da impiegare. In questa
prima fase, per semplicità e per comprovata funzionalità, si è deciso di adottare il protocollo
proprietario Thytronic;
b) esperienza di comunicazione tramite protocollo IEC 61850; in questa fase l’esigenza di valutare
prestazioni, funzionalità e possibili limiti di uno standard di comunicazione non proprietario – l’IEC
61850 – sono diventate preminenti. Ora assumono un ruolo centrale ulteriori aspetti precedentemente relegati al contorno, come ad esempio il concetto di cyber security. Dapprima si sono
valutate prestazione dei vettori DSL e Wi-Fi con protocollo IEC 61850, in seguito, l’ultimo stadio
della sperimentazione ha avuto come protagonista Retelit e il vettore di comunicazione su banda
licenziata WiMAX.
❑ 6.6.1 Esperienza di comunicazione tramite protocolli proprietari
6.6.1.1 Rete pubblica cablata
La prima esperienza condotta ha riguardato la rete pubblica cablata, per la sua immediata disponibilità e accessibilità sia al Politecnico sia alla CP di Musocco; essa ha mirato a dimostrare in modo
semplice le prestazioni offerte dalla rete pubblica cablata e le funzionalità dell’innovativo relè te-
207
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
lecontrollato. La sperimentazione si è articolata attraverso una serie di test, ognuno dei quali è
stato effettuato tramite l’invio ciclico di segnali di ping da un personal computer al relè di CP. La
localizzazione geografica dei PC da cui venivano inviati i pacchetti è stata di volta in volta cambiata
(Figura 6.6), in modo da ottenere una certa sensibilità sull’influenza della distanza geografica tra
mittente e destinatario e il tempo di invio del pacchetto stesso.
Figura 6.6 Disposizione geografica dei dispositivi di comunicazione
La sperimentazione ha permesso di evidenziare come il 100% dei messaggi sia arrivato a destinazione e come il tempo di invio dell’informazione e della conferma di arrivo sia minore di 100 ms
in tutti i casi.
I risultati sono inoltre avvalorati dal fatto che una distanza di 50 chilometri è maggiore della lunghezza massima delle linee delle reti di distribuzione. Si ritiene quindi che la comunicazione tra CP
e GD presenti, a livello di tempistiche di trasmissione dei dati, una situazione più favorevole di
quella sperimentata nei presenti test (che peraltro ha fornito già di per sé risultati molto positivi).
Si consideri inoltre che, assumendo prospetticamente la GD presente sul territorio costituita da un
numero molto elevato di generatori, l’approccio da adottare in questi casi è di tipo probabilistico.
Il fatto quindi che una minima parte dei messaggi possa non arrivare a destinazione con le tempistiche prefissate non è determinante sul risultato finale della regolazione, e non è tale da inficiare il funzionamento del sistema complessivo.
6.6.1.2 Wi-Fi e ulteriori test con rete cablata
L’esperienza di comunicazione compiuta da Thytronic, A2A e Politecnico ha invece permesso di evidenziare i vantaggi e le possibili criticità di trasmissione dati tramite supporto Wi-Fi e confermare,
infine, quanto rilevato nei test relativi alla rete pubblica cablata. È emerso che lo svantaggio prin-
208
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
cipale, legato alla comunicazione con Wi-Fi su distanze di 2-3 chilometri, è connesso a problematiche di natura autorizzativa, che subetrano con la necessità di dover installare le antenne in luoghi pubblici, piuttosto che su proprietà di terzi.
Appurato tale aspetto, l’esperienza è stata volta a valutare le prestazione ottenibili dall’integrazione
del supporto Wi-Fi (con distanza coperta pari a 300 metri) con la rete internet ad accesso DSL.
Sono inoltre stati compiuti ulteriori test tra Musocco e la sede Thytronic impiegando la sola rete
pubblica cablata.
Elemento di forte novità in questa fase del progetto è stata l’introduzione, su entrambi i fronti di
comunicazione, di relè Thytronic tra i quali si sono scambiati, a differenza delle prove di ping iniziali, segnali di intertrip; questi test sono quindi da ritenersi più significativi di quanto sperimentato nei precedenti.
In Figura 6.7 si riporta la configurazione adottata per la comunicazione.
Figura 6.7 Schema dell’infrastruttura di comunicazione adottata per la valutazione delle prestazioni della co-
municazione tramite Wi-Fi e rete internet con accesso DSL
Le prove condotte hanno portato a risultati molto interessanti, dimostrando la velocità e l’affidabilità dei vettori dati impiegati (in più del 99% dei casi inferiore ai 100 ms, cioè la tempistica assunta come limite2), sia per quanto riguarda le prove Musocco–Politecnico (effettuate tramite un
vettore di comunicazione integrato Wi-Fi–rete cablata), sia relativamente alle prove Musocco–Thytronic (tramite la sola rete cablata).
❑ 6.6.2 Esperienza di comunicazione tramite protocollo IEC 61850
L’esperienza sviluppata da SELTA e dal Politecnico ha permesso di valutare l’impatto determinato
dall’adozione dello Standard IEC 61850 sui tempi di comunicazione dei dati. I messaggi sono stati
inviati secondo le specifiche GOOSE. In Figura 6.8 è riportato lo schema di principio del sistema
di comunicazione adottato; i dispositivi di monitoraggio innovativi predisposti da SELTA comunicano bidirezionalmente, sfruttando l’accesso DSL, attraverso la rete internet.
2
Si assumono due distinte scadenze temporali per i segnali scambiati tra CP e GD. Il rispetto della più stringente delle due,
pari a 100 ms, garantisce il funzionamento ottimale del sistema di automazione, mentre il rispetto della seconda, pari a
250 ms, ne garantisce sempre l’operatività, seppur con un degrado (accettabile) delle prestazioni.
209
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Figura 6.8. Schema dell’infrastruttura di comunicazione adottata per la valutazione delle prestazioni con stan-
dard IEC 61850
In questo caso il numero di messaggi arrivati a destinazione entro i termini specificati è superiore al
94% (percentuale che sale a circa il 98% se si considerano 250 ms come tempo limite per l’invio).
6.6.2.1 Sperimentazione tramite tecnologia WiMAX
L’ultima serie di test previsti dal progetto Milano Wi-Power ha riguardato la sperimentazione della
tecnologia WiMAX. In particolare, tale vettore di comunicazione è stato impiegato per inviare segnali di intertrip tra Musocco e il campus Bovisa del Politecnico, con protocollo IEC 61850. La trasmissione dei dati è avvenuta tramite triangolazione su una base station Retelit (Figura 6.9) posta
nelle vicinanze di corso Sempione.
Figura 6.9 Schema del sistema di comunicazione WiMAX tra la CP Musocco e il campus Bovisa del Politecnico
210
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
Il WiMAX ha evidenziato prestazioni, in termini di velocità di invio e di percentuale di pacchetti recapitati, molto elevate. Nel dettaglio, più del 98% dei segnali è giunto a destinazione con tempistiche tali da garantire la piena funzionalità del sistema in prova.
6.7 Dal progetto Milano Wi-Power alla proposta Smart Grid di A2A
Come illustrato nel Capitolo 3, il regolatore riveste un ruolo di primaria importanza al fine di incentivare l’incremento della GD all’interno del sistema elettrico nazionale; ad esso è infatti demandato il
compito, da un lato, di promuovere la creazione di siti di generazione da parte degli utenti, dall’altro, di favorire quegli interventi sulle reti atti a garantire una maggiore capacità di accoglimento della
GD. In particolare, in Italia, l’evoluzione dalle modalità di gestione tipiche delle reti passive a quelle
implementate dalle cosiddette SG, ha ricevuto un forte impulso grazie all’emanazione, per conto dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, della Delibera 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” [4].
Nel novembre 2010 A2A Reti Elettriche ha presentato richiesta di incentivazione ai sensi di detta delibera in merito al progetto di revisione del sistema sotteso alla propria CP di Lambrate; tale istanza è
stata accolta dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas nel febbraio 2011, con Delibera ARG/elt 12/113.
L’intervento è finalizzato alla ristrutturazione della rete elettrica sottesa a detta CP, attraverso tecnologie innovative che consentano una gestione attiva della rete, ponendo particolare attenzione
alle esigenze di standardizzazione e unificazione, nonché alla minimizzazione dei costi. Esso prevede l’implementazione e l’installazione di infrastrutture derivate da quelle sperimentate nel progetto Milano Wi-Power, coinvolgendo sia gli impianti di proprietà del distributore, sia gli impianti
di utenza sottesi alla CP.
Obiettivo di A2A è dimostrare come l’adozione, nelle reti a elevata penetrazione di GD, di un simile sistema di automazione, controllo e protezione, in luogo di quello tradizionale, permetta di
ottenere un incremento della disponibilità e della continuità del servizio fornito, una maggiore stabilità dell’alimentazione (attraverso il contenimento delle cadute di tensione lungo le linee) e una
migliore efficienza del servizio di distribuzione.
❑ 6.7.1 Architettura generale del sistema
Uno schema funzionale del sistema oggetto della richiesta di incentivazione è riportato in Figura
6.10. Esso prevede l’installazione di appositi dispositivi sia in CP sia in corrispondenza degli impianti
di generazione degli utenti attivi diffusi sul territorio.
In particolare, presso la CP sono presenti le apparecchiature descritte nel seguito:
• la Logica di Cabina Primaria (LCP), realizzata mediante l’impiego di un PC industriale, ha un ruolo
essenziale nel sistema di automazione proposto: essa ha infatti il compito di gestire, tramite
appositi algoritmi, il controllo e il monitoraggio dell’intera Sottostazione Estesa presentata al pa3
Il progetto presentato da A2A Reti Elettriche in riferimento alla Cabina Primaria di Lambrate si è posizionato in testa alla
graduatoria di merito con cui l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha valutato le istanze di incentivazione presentate
dalle diverse aziende distributrici. Tale graduatoria, comprendente complessivamente nove progetti, ha stabilito l’immediata approvazione di otto di essi (sei dei quali hanno come advisor il Politecnico di Milano).
211
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
ragrafo 6.5.2. Ricadono sotto il suo controllo, oltre a tutti gli apparati presenti in CP, i dispositivi
installati in corrispondenza della GD, nonché la gestione dell’interfaccia verso la RTN (Terna);
• il Sistema di Protezione di Linea (SPL) è costituito da un relè dotato di un opportuno sistema di
comunicazione installato sul montante di ciascuna linea MT che si diparte dalle sbarre di CP. Esso
implementa le innovative logiche di protezione di linea e di richiusura, le segnalazioni di telescatto
da inviare ai sistemi di protezione della GD e quelle da inoltrare al sistema di gestione LCP;
• il Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA) permette il monitoraggio e la memorizzazione dei dati e dei files di report provenienti dagli utenti attivi e dalle apparecchiature in CP.
Esso è inoltre impiegato come interfaccia verso le segnalazioni e i comandi di Terna;
• il Router di Cabina Primaria (RCP), è utilizzato per permettere di veicolare le informazioni dalla
CP verso il mondo esterno, o viceversa. In particolare, il router realizza una rete locale LAN
all’interno della CP e, all’esterno, con i router installati presso l’utente attivo (RUA), una VPN4
capace di garantire la sicurezza del canale di comunicazione.
Il lato AT della CP è inoltre dotato di protezione di massima tensione omopolare (59V0) e di
dispositivi synchro-check, al fine di garantire la possibilità di un funzionamento in isola sicuro della
CP e della rete di distribuzione sottesa.
In corrispondenza degli impianti degli utenti attivi sono invece predisposti i seguenti dispositivi:
• il Router dell’Utente Attivo (RUA) è impiegato per realizzare il canale di comunicazione tra generatore e Cabina Primaria. Contestualmente al RCP, il RUA realizza la VPN per la messa in sicurezza del canale di comunicazione. Esso riceve inoltre i messaggi di presenza rete (keep alive),
in modo da poter verificare la funzionalità della rete di comunicazione, e, in caso di assenza del
canale di trasmissione, passare dalla modalità di funzionamento remoto a quella di tipo locale;
• il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI), è un relè (derivato da apparecchiature disponibili in
commercio) dotato di una porta di comunicazione atta a ricevere il segnale di telescatto generato
dal Sistema di Protezione di Linea (SPL) e trasmesso tramite il RCP, e capace di variare le proprie
soglie di intervento in tensione e frequenza. Tale dispositivo rappresenta un’evoluzione dell’apparato Thytronic oggetto di sperimentazione nel progetto Milano Wi-Power;
• il Regolatore Automatico di Tensione (RAT) è un dispositivo avente il compito di implementare
sul generatore, tramite l’invio di appositi segnali, i messaggi di incremento o decremento di produzione della potenza reattiva ricevuti dalla LCP. La sua funzione è perciò quella di trasduzione
delle grandezze o delle soglie imposte dalla LCP in grandezze fisiche da fornire all’impianto di GD;
• il Regolatore di Potenza Attiva (RPA) implementa sulla GD, a seguito di comando da parte della
LCP, la riduzione o l’aumento della potenza attiva generata. Questa funzione è introdotta al fine
di attuare una gestione in sicurezza dei flussi di potenza della rete, in caso di funzionamento
anomalo del sistema;
• il Contatore di Produzione (CDP) è un contatore, installato presso l’unità di generazione, idoneo alla misura dell’energia attiva e reattiva prodotte/assorbite da quest’ultima, e adibito all’invio dei dati alla LCP. Tali informazioni possono essere sia utilizzate negli algoritmi della LCP
4
Una VPN (Virtual Private Network) è una rete privata instaurata tra soggetti che utilizzano un sistema di trasmissione
pubblico e condiviso, come per esempio internet. Obiettivo è la realizzazione di una rete privata, con adeguati standard di
sicurezza, evitando i costi elevati derivanti dall’adozione di linee di comunicazione dedicate.
212
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
Figura 6.10 Architettura del sistema oggetto di richiesta di incentivazione ai sensi della Delibera ARG/elt 39/10
sia inviate a Terna, che le utilizza a sua volta per l’elaborazione e l’eventuale gestione di segnali di controllo da destinare, in prospettiva, alla GD;
• il Contatore Generale Utente (CGU) è un contatore installato presso l’utente che, analogamente
al CDP, ha il compito di effettuare misure di energia attiva e reattiva e di inviarle alla LCP e successivamente a Terna. A differenza del CDP, il CGU misura l’energia elettrica immessa/prelevata complessivamente dall’utenza e non quella prodotta dal generatore (esso misura quindi i
transiti energetici nel punto di connessione dell’impianto alla rete).
È infine presente il cosiddetto Sistema di Telecomunicazione (STC) descritto al paragrafo seguente
e demandato alla trasmissione dei dati tra la CP e i dispositivi installati in corrispondenza dei diversi utenti attivi.
213
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Il sistema proposto è di tipo centralizzato: la funzione di coordinamento dell’operato della GD è
affidata unicamente alla CP, che ha il compito di inviare segnali a tutta la generazione ad essa sottesa. A fronte di maggiori costi di investimento in CP, questa configurazione garantisce una limitazione degli oneri a livello di singola unità di generazione; al fine di garantire gli adeguati standard
di affidabilità del sistema, è infatti necessario prevedere in CP sistemi con minori rischi di fuori servizio (sistemi ridondati), mentre la mancata attività del sistema relativo a un singolo generatore
è considerata accettabile.
❑ 6.7.2 Il sistema di telecomunicazione
Dato il contesto in cui è implementato il progetto pilota A2A, di tipo urbano, il sistema di comunicazione proposto per la connessione degli utenti alla Cabina Primaria di Lambrate è la rete internet pubblica con accesso DSL. Il contesto milanese, infatti, oltre a mettere a disposizione
un’infrastruttura di comunicazione rapida ed economica come quella DSL appena citata, pone,
come già detto in precedenza, un notevole numero di problematiche di natura autorizzativa, nel
caso si voglia implementare sistemi di trasmissione radio come il Wi-Fi o il WiMAX, oppure connesse ai costi, nel caso di utilizzo della fibra ottica.
L’uso della rete internet pubblica, in un contesto come quello di Milano in cui è altamente diffusa
e molto affidabile e veloce, permetterà invece di coprire in modo completo e flessibile l’intero territorio coinvolto dal progetto, con ridotti costi di struttura grazie alla semplicità di installazione e
ai limitati costi per la manutenzione del sistema.
In ogni caso, il volume di traffico generato dalla comunicazione tra la CP e la GD si ritiene sarà
decisamente minore di quello indotto da altre applicazioni appartenenti al contesto internet; fatto
che rende la prospettiva di condivisione dell’infrastruttura di comunicazione facilmente praticabile. I potenziali problemi della rete internet pubblica, in termini di ritardo o perdita delle informazioni e di disponibilità del servizio a seguito di possibili congestioni del traffico dati, inoltre, potranno
essere facilmente risolti sottoscrivendo con gli operatori di telecomunicazioni particolari contratti,
che prevedano il rispetto di requisiti prestazionali più stringenti e l’adozione di meccanismi di differenziazione del traffico5.
All’interno dell’architettura di comunicazione realizzata, le informazioni saranno scambiate utilizzando il Protocollo Standard IEC 61850, sul modello già adottato per il progetto Milano Wi-Power
(dettagliato al paragrafo 6.5.2). Grazie all’adozione di interfacce di comunicazione standard e strutture dati aperte e comuni (e non di protocolli chiusi e sviluppati singolarmente da una moltitudine
di soggetti), sarà possibile garantire da un lato l’interoperabilità di svariati dispositivi in sicurezza,
usufruendo delle benefiche logiche di mercato regolato da un sistema concorrenziale, e dall’altro
lo sviluppo di applicazioni e servizi in modo competitivo e uniformato.
Il supporto dei messaggi GOOSE e dello Standard MMS, previsto dalla specifica IEC 61850, come
protocolli di comunicazione, garantirà poi alle applicazioni delle reti elettriche la compatibilità con
le piattaforme IP, seguendo così la tendenza dell’ultimo decennio verso una convergenza di tutti
i servizi su piattaforme di comunicazione basate su IP e verso l’utilizzo della suite di protocolli internet in luogo di infrastrutture eterogenee dedicate. Grazie a tale approccio sarà possibile ricor5
Si assume comunque che, come confermato dalle prove sperimentali conseguite durante il progetto Milano Wi-Power,
l’accesso indifferenziato sarà spesso sufficiente anche per le applicazioni più critiche.
214
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
rere a diverse tecnologie di comunicazione raggiungendo un’elevata flessibilità di impiego; l’interoperabilità delle molteplici applicazioni verrà infatti assicurata da un’unica tecnologia di rete che
svolgerà le funzioni di adattamento. Ciò contribuirà infine alla riduzione dei costi non richiedendo
lo sviluppo di applicazioni specifiche dell’architettura di rete utilizzata.
❑ 6.7.3 Funzioni implementate
Le funzioni che saranno implementate nel sistema di automazione, controllo e protezione oggetto
della richiesta di incentivazione presentata da A2A ai sensi della Delibera ARG/elt 39/10 sono:
1) incremento dell’affidabilità del Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI), rispetto agli standard
attuali (Capitolo 3), mediante telescatto con logica fail-safe;
2) regolazione innovativa della tensione, tramite modulazione della potenza reattiva immessa da
parte di ciascuna unità di GD;
3) limitazione/modulazione in emergenza della potenza attiva immessa da parte di ciascuna unità
di GD;
4) monitoraggio/controllo delle iniezioni da GD per fornire dati differenziati e possibilità di regolazione a Terna al fine di un migliore controllo della rete di trasmissione;
5) interazione con Terna ai fini dell’abilitazione al funzionamento attivo del lato AT della CP, per
consentire la gestione dei flussi inversi di energia.
Di seguito tali funzioni, derivate strettamente da quelle inizialmente delineate all’interno del progetto Milano Wi-Power (di cui sono la naturale evoluzione e implementazione pratica), sono illustrate più ampiamente.
6.7.3.1 Telescatto con logica Fail-Safe
È la realizzazione in una rete di distribuzione reale della funzione di intertrip inizialmente prevista
dal progetto Milano Wi-Power (paragrafo 6.5.3.1). Al fine di porre rimedio alle criticità espresse al
paragrafo 6.3, nel progetto Smart Grid di A2A è previsto che, in caso di intervento del Sistema di
Protezione di una Linea (SPL), esso invii un segnale di telescatto alle protezioni di interfaccia innovative (SPI) della GD sottesa, scongiurando così il rischio che i generatori possano continuare
ad alimentare la porzione di rete rimasta in isola (in Figura 6.11 si rappresenta l’invio del messaggio di telescatto alla GD, in caso di cortocircuito su una linea).
Figura 6.11 Segnale di telescatto su rete attiva
215
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
Il sistema proposto opera in modalità fail-safe: il Router di Cabina Primaria (RCP) invia ciclicamente un segnale di presenza rete (keep alive) ai Router degli Utenti Attivi (RUA). Gli SPI, nel momento in cui ricevono dal RUA il segnale di presenza rete, allargano le soglie di intervento per valori
locali di tensione e frequenza (“soglie allargate”) in modo da evitare scatti intempestivi, che provocherebbero la disconnessione della GD dalla rete. Qualora invece, per mancanza della comunicazione, il segnale di presenza rete inviato ciclicamente non venga recepito dal SPI, questa tornerà
a una logica di funzionamento locale, portando le soglie di tensione e frequenza ai valori attualmente in uso, imposti dalla Norma CEI 0-16.
6.7.3.2 Regolazione della tensione tramite la Generazione Diffusa
Come illustrato nel Capitolo 3, la quantità di energia elettrica immettibile in rete da GD risulta limitata dalla sopraelevazione di tensione che la GD determina nel punto di connessione alla rete
stessa, soprattutto qualora di grande entità e collegata a fondo linea. Al fine di ovviare a tale problema senza la realizzazione di nuove infrastrutture, è necessaria l’introduzione di una regolazione
di tensione attuata tramite la GD stessa.
Si è proposto, pertanto, di adottare un algoritmo che, al raggiungimento di una determinata soglia di tensione nel punto di connessione di un generatore alla rete (ad esempio: 1,08 Vn), comandi
al generatore di funzionare in assorbimento di reattivo ad un prefissato cosφ (ad esempio, 0,95).
In caso tale azione si dimostri non sufficiente al contenimento della tensione, potrebbero essere
inviati comandi per variare il fattore di potenza di altre utenze attive poste lungo la linea, agire sul
VSC per diminuire le tensioni su tutta la rete, oppure limitare le iniezioni attive dei generatori, fino
a, nel caso peggiore, annullare l’iniezione attiva degli impianti di GD.
A prescindere dalle violazioni di tensione, la possibilità di richiedere iniezioni di reattivo da parte della
GD potrebbe essere sfruttata anche ai fini di migliorare l’efficienza delle reti MT: l’iniezione in rete
di potenza reattiva è in grado di diminuire i transiti di reattivo lungo le linee, rifasando la rete MT. Il
sistema di regolazione di tensione sarà potenzialmente utilizzato anche in modo congiunto rispetto
all’uso di batterie di condensatori in CP e a comandi eventualmente impartiti da Terna.
6.7.3.3 Limitazione/regolazione in emergenza della potenza attiva
In particolari condizioni di rete, dovute a transitori in atto sulla rete di trasmissione, oppure a temporanee riduzioni delle capacità di transito sulla rete di distribuzione a cui la GD è sottesa, è di interesse poter regolare, o limitare, la potenza attiva iniettata dalla GD (dietro opportuno rimborso).
A tal scopo, la LCP riceve gli eventuali comandi di emergenza da parte di Terna e valuta i transiti
sulla linea a cui la GD è sottesa; essa inoltre individua quali generatori sono in ogni istante connessi alla rete e la loro capacità di regolazione. Sulla base di queste informazioni la LCP stabilisce
l’eventuale necessità di regolazione, o limitazione, dell’energia attiva erogata da parte di ciascun
gruppo di generazione collegato alla CP.
6.7.3.4 Monitoraggio delle iniezioni da Generazione Diffusa nella prospettiva di un dispacciamento
locale e per fornire dati differenziati a TERNA
L’impiego dei Contatori Di Produzione (CDP) e dei Contatori Generali Utente (CGU), installati presso
le Utenze Attive, e di opportuni algoritmi finalizzati all’individuazione del carico sotteso alla linea,
216
Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power
rende disponibili informazioni che potranno essere fornite a TERNA per il controllo/monitoraggio
della rete di distribuzione nazionale.
Il sistema proposto consente di monitorare in tempo reale alcuni parametri caratteristici dalla GD
connessa alla rete MT. Con questo strumento A2A sarà in condizione di gestire efficacemente reti
con elevata presenza di GD, nella prospettiva di un dispacciamento locale da effettuare a cura del
distributore. Il sistema costituisce inoltre un efficace strumento di interfaccia con TERNA.
6.7.3.5 Gestione attiva del lato AT di Cabina Primaria
Se il transito di potenza, in corrispondenza dell’interfaccia della rete di distribuzione con la RTN,
risulta invertito per una percentuale significativa del complessivo tempo annuo di funzionamento,
per consentire un sicuro esercizio della rete è necessario equipaggiare la parte AT della CP con opportuni dispositivi di protezione e controllo; in particolare, la protezioni di massima tensione omopolare (protezione 59V0) e i relè muniti di synchro-check (protezione 25).
La protezione di massima tensione omopolare serve per garantire l’eliminazione dei guasti sul lato
AT in isola con rete MT a valle attiva, aprendo l’interruttore del trasformatore lato AT, o disconnettendo tutti i generatori collegati sulla rete MT sottesa e garantendo un sicuro esercizio della rete.
I relè muniti di synchro-check permettono invece la richiusura in presenza di tensione sia sul lato
sbarra che sul lato linea (evento che accade qualora la rete MT sottesa risulti attiva), verificando
le condizioni di sincronismo.
❑ 6.7.4 Benefici attesi sulla rete
I benefici previsti a seguito dell’implementazione degli intervenienti oggetto della richiesta di incentivazione hanno impatto sia sull’attività del distributore che su quelle di tutti gli utenti attivi coinvolti nel progetto (in prospettiva, tutti gli utenti sottesi alla CP).
Primo beneficio derivante dalle innovazioni introdotte è l’aumento della hosting capacity, cioè la
capacità della rete di accogliere GD senza che quest’ultima causi una violazione di alcun vincolo
tecnico (Capitolo 3). In dettaglio il progetto Smart Grid permette:
• un aumento della generazione installabile sulla rete di distribuzione A2A, soprattutto da FER;
• una maggiore efficienza energetica riducendo le perdite lungo la rete, grazie a un
avvicinamento tra carico e generazione;
• la possibilità di ridurre gli investimenti nel potenziamento della rete, grazie alla migliore
sincronizzazione dei prelievi e delle immissioni di energia, alleviando i transiti sulla rete elettrica
e conseguendo quindi un differimento degli investimenti di rete;
• un minor impatto ambientale riducendo le emissioni di CO2.
In particolare, il nuovo Sistema di Protezione di Linea conduce al superamento dei limiti delle attuali Protezioni di Interfaccia, rendendo possibile la rimozione (o meglio, il rilassamento) delle soglie di sovra e sotto frequenza del relè, garantendo:
• una maggiore affidabilità a livello locale (lo scatto del SPI in caso di perdita di rete avviene in
maniera sicura, con minori rischi di islanding, di scatti intempestivi o di chiusure in controfase);
• una maggiore sicurezza dell’esercizio a livello di sistema;
• miglior gestione e controllo della rete MT sottesa alla CP.
217
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
La possibilità di attuare uno scambio di informazioni tra CP e GD permette inoltre di ottenere una
migliore utilizzazione degli impianti esistenti, mediante un opportuno coordinamento delle risorse
diffuse, che prevede in particolare:
• la regolazione della potenza reattiva (partecipazione alla regolazione di tensione da parte della GD);
• la regolazione della potenza attiva erogata dai generatori medesimi (aumento/riduzione temporanea
in caso di particolari condizioni del sistema, possibilità di partecipazione al mercato elettrico);
• il miglioramento della qualità del servizio, sia in termini di continuità che di qualità della tensione.
Infine, un tale sistema di comunicazione può essere utilizzato anche (in prospettiva) per la sperimentazione di modalità di demand response attraverso segnali di prezzo verso i clienti finali e per
controllare congiuntamente GD e carico.
Bibliografia
[1] EN 50438 “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public lowvoltage distribution networks”, 2007.
[2] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi alle
reti AT ed MT delle Imprese distributrici di energia elettrica”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/08/033-08argalla.pdf
[3] Norma CEI 11-20 “Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati
a reti di I e II categoria”, quarta edizione, 1 agosto 2000.
[4] Delibera 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
[5] Delibera ARG/elt 12/11 “ Valutazione e graduatoria dei progetti pilota relativi a reti attive e smart
grids, di cui alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 25 marzo 2010, ARG/elt
39/10”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/11/012-11argalla.pdf
[6] Norma IEC 61850 “Communication networks and systems in substations”, prima edizione, 24
agosto 2010.
[7] IEEE 1588 “IEEE Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems”, 24 luglio 2008.
218
A b b revi a zi o n i e si g l e
AD
Active Demand
ADDRESS
Active Distribution network with full integration of Demand and distributed
Energy RESourceS
AEEG
Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
AMI
Advanced Metering Infrastructure
AMM
Automatic Meter Management
AMR
Automatic Meter Reading
ASC
Amsterdam Smart City
AT
Alta Tensione
Beywatch
Building energy watcher
BPL
Broadband Power Line
BT
Bassa Tensione
CDP
Contatore di Produzione
CEI
Comitato Elettrotecnico Italiano
CGU
Contatore Generale Utente
COSEM
Companion Specification for Energy Metering
CP
Cabina Primaria
CPCS
Common Part Convergence Sublayer
CPP
Critical Peak Pricing
CS
Cabina Secondaria
DDI
Dispositivo di Interfaccia
DEHEMS
Digital Environment Home Energy Management System
DEI
Dipartimento di Elettronica e Informazione
DER
Distributed Energy Resources
DER-LAB
Network of DER Laboratories and Pre-Standardisation
DERRI
Distributed Energy Resources Research Infrastructure
DG DemoNet
Active distribution network operation with a high share of distributed
Generation
DISPOWER
Distributed Generation with High Penetration of Renewable Energy
Sources
DLMS
Distribution Line Message Specification
DSL
Digital Subscriber Line
DSO
Distribution System Operator
DSSS
Direct Sequence Spread Spectrum
219
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
ECN
Energy research Centre of the Netherlands
E-DEMA
Development and demonstration of decentralised integrated energy
systems on the way towards the E-Energy marketplace of the future
EDGE
Enhanced Data rates for GSM Evolution
EDIS
Energy Data Identification System
EDP
Energias de Portugal
EDRP
Energy Demand Research Project
EDSO-SG
European Distribution System Operators Association - for Smart Grid
EEGI
European Electricity Grid Initiative
EERA
European Energy Research Alliance
emporA
E-Mobile Power Austria
ENTSO-E
European Network of Transmission System Operators for Electricity
ERDF
European Regional Development Fund
ERGEG
European Regulators’ Group for Electricity and Gas
ESB
Electricity Supply Board
ESCO
Energy Service COmpanies
eTELLIGENCE
Intelligence for Energy, market and power grids
EUA
European University Association
EU-DEEP
European Distributed EnErgy Partnership
EUROHORCs
European Heads of Research Councils
FDD
Frequency Division Duplex
FENIX
Flexible Electricity Networks to Integrate the eXpected Energy Evolution
FER
Fonti Energetiche Rinnovabili
FFD
Full Function Device
FSK
Frequency Shift Keying
GD
Generazione Diffusa
GMSK
Gaussian Minimum Shift Keying
GOOSE
Generic Object Oriented Substation Events
GPRS
General Packet Radio Service
GROW-DERS
Grid Reliability and operability with distributed generation using
transportable storage
GSE
Gestore dei Servizi Energetici
GSM
Global System for Mobile Communications
HAN
Home Area Network
HC
Hosting Capacity
HMI
Human Machine Interface
HSDPA
High Speed Downlink Packet Access
HSUPA
High-Speed Uplink Packet Access
ICT
Information and Communication Technology
IED
Intelligent Electronic Device
IEDs
Intelligent Electronic Devices
IP
Internet Protocol
220
Abbreviazioni e sigle
ISGAN
International Smart Grid Action Network
ISO
International Organization for Standardization
ISOLVES:PSSA-M
Innovative Solutions to Optimise Low Voltage Electricity Systems: Power
Snap-Shot Analysis by Meters
IWES
Fraunhofer Institute for Wind Energy and Energy Systems Technology
JRC-IE EC
Joint Research Centre Institute for Energy
JUCCCE
Joint U.S. – China Cooperation on Clean Energy
KEPCO
Korea Electric Power Corporation
KPI
Key Performance Indicators
LCNF
Low Carbon Network Fund
LENS
Long-Term Electricity Network Scenarios
LTE
Long Term Evolution
MAN
Metropolitan Area Network
MB
Mercato di Bilanciamento
MEF
Major Economies Forum on Energy and Climate
MeRegio
Minimum Emissions Regions
Meta PV
Metamorphosis of power distribution: system services from photovoltaics
MGP
Mercato del Giorno Prima
MI
Mercato Infragiornaliero
MiSE
Ministero dello Sviluppo Economico
MMS
Manufacturing Message Specification
MORE MICROGRIDS
Advanced Architectures and Control Concepts for More Microgrids
MPE
Mercato a Pronti
MSD
Mercato del Servizio di Dispacciamento
MSO
Microgrid System Operators
MT
Media Tensione
MTE
Mercato a Termine
NAN
Neighborhood Area Network
NPL
Narrowband Power Line
OEB
Ontario Energy Board
OFDM
Orthogonal Frequency-Division Multiplexing
OPEN METER
Open Public Extended Network metering
OpenNode
Open Architecture for Secondary Nodes of the Electricity SmartGrid
O-QPSK
Offset Quadrature Phase Shift Keying
OSI
Open System Interconnection
PLC
Power Line Communication
PRIME
PoweRline Intelligent Metering Evolution
RAT
Regolatore Automatico di Tensione
RdS
Ricerca di Sistema
RegModHarz
Regenerative Model region of Harz
RFD
Reduced Fuction Device
RPA
Regolatore di Potenza Attiva
221
Smart Grid. Le reti elettriche di domani
RTP
Real Time Pricing
RUA
Router dell’Utente Attivo
SCADA
Supervision Control And Data Acquisition
SCL
Substation Configuration Language
SEESGEN-ICT
Supporting Energy Efficiency in Smart GENeration grids through ICT
SET Plan
Strategic Energy Technology Plan
SG
Smart Grid
SMART WATTS
Increasing the self-regulating ability of the energy system by using the
“smart kilowatt-hour” and the Internet of Energy
SPI
Sistema di Protezione di Interfaccia
SSCS
Service Specific Convergence Sublayer
STC
Sistema di Telecomunicazione
SUSPLAN
PLANning for SUStainability
T&D Europe
European Association of the Electricity Transmission and Distribution
Equipment and Services Industry
TICA
Testo integrato delle connessioni attive
ToU
Time of Use Pricing
TSO
Transmission System Operator
TWENTIES
Transmission system operation with large penetration of Wind and other
renewable Electricity sources in Networks by means of innovative Tools
and Integrated Energy Solutions
UMTS
Universal Mobile Telecommunications System
VMD
Virtual Manufacturing Device
VPP
Virtual Power Plant
VSC
Variatore Sotto Carico
WAMS
Wide Area Monitoring Systems
WAN
Wide Area Network
222
ENTI, INDUSTRIA, SERVIZI
E SVILUPPO
DELLE “RETI INTELLIGENTI”
IN ITALIA
Le imprese, la ricerca, le società di servizi italiane o che operano da tempo nel nostro Paese sono
pronte all’importante sfida posta dalle Smart Grid.
Alcune di esse hanno contribuito, con il loro originale punto di vista, a individuare aree e temi
d’interesse utili al raggiungimento di questo obiettivo. Si tratta del frutto dell’incontro, favorito
dalla Fondazione EnergyLab, fra il loro mondo e quello degli esperti.
Per questa ragione riteniamo i seguenti interventi, forniti dagli stessi soggetti interessati, degni
di nota.
L’impegno di ABB nelle Smart Grid
La Smart Grid è un sistema auto-monitorato, basato su standard industriali,
che attraversa anche i confini nazionali permettendo il trading dell’energia.
Questo sistema dev’essere in grado di individuare i disturbi sulla rete così
come i cambiamenti nell’offerta e nella domanda e reagire automaticamente, ripristinando l’equilibrio e mantenendo la stabilità richiesta.
I maggiori cambiamenti si avranno nella distribuzione: questa dovrà infatti essere in grado di gestire un flusso bidirezionale e maggiori oscillazioni dei parametri elettrici, con effetti sulla qualità
dell’energia, diventando più reattiva ai cambiamenti della domanda. L’intero sistema energetico
trarrà vantaggio dalle fonti rinnovabili, e i gestori delle reti potranno aumentare la stabilità e la sicurezza delle forniture riducendo le perdite.
La rete di distribuzione diventerà una fonte di energia, rimanendo il punto di consegna agli utenti finali. La componente più innovativa di una rete intelligente sarà data dal consumo, le cui caratteristiche andranno a modificarsi radicalmente: il consumatore avrà infatti la possibilità di svolgere anche il
ruolo di produttore. Si realizzerà quanto definito come “demand response”: un diffuso e capillare controllo in tempo reale del consumo, grazie anche all’apporto di nuovi sistemi di accumulo dell’energia.
L’Italia, centro di eccellenze. ABB è leader nella fornitura di soluzioni integrate per le Smart Grid
e possiede il know-how tecnico e la visione per affrontare le sfide attuali e future.
Lo dimostrano alcuni importanti progetti italiani. ABB Italia ha un ruolo primario nell’elettrificazione
dei porti, soluzione che abbatte le emissioni di CO2 delle navi ormeggiate.
Inoltre ha al suo attivo anche la realizzazione dei collegamenti Italia-Grecia e SAPEI in HVDC, la
tecnologia per connessioni in corrente continua.
Per far fronte all’imprevedibilità delle fonti rinnovabili e gestire la variabilità nel consumo e nella
capacità di trasporto della rete occorrerà sempre più fare ricorso a sistemi di accumulo dell’energia: ABB vanta soluzioni di stoccaggio innovative, fra cui la recente SVC Light® con Energy Storage, basata su batterie in grado di garantire da 5 a 60 minuti potenze da 5 a 50 MW.
In Italia, inoltre, ABB è leader nei sistemi SCADA per il monitoraggio e la supervisione degli impianti di generazione e delle infrastrutture di rete e sta realizzando un sistema SCADA EMS (Energy
Management System) per il controllo dell’intera rete elettrica albanese.
Grazie alle sue tecnologie, ABB è in prima linea sia sul fronte Smart Grid che su quello Smart City,
con diverse esperienze in ambito internazionale, quali Stoccolma (Svezia), Helsinki (Finlandia),
Friedrichshafen (Germania), Boulder (Colorado, USA).
In Italia ABB ha firmato recentemente un Protocollo d’Intesa con il Comune di Genova per sviluppare una cooperazione volta a migliorare la qualità della vita dei cittadini contribuendo all’evoluzione verso una città più intelligente. Genova si candida così a essere una delle città europee che
si sfideranno nella corsa verso l’aggiudicazione dei finanziamenti della Comunità Europea, nell’ambito del suo Piano strategico per le Energie tecnologiche.
Ma non è tutto: come ben sa ogni cittadino, la qualità della vita nelle città del giorno d’oggi è in
larga parte determinata dalla mobilità. ABB ha tutte le competenze e le tecnologie per preparare
le Smart Grid alle sfide legate ai veicoli elettrici e offrire soluzioni pratiche di ricarica per soddisfare
le esigenze di conducenti, fornitori del servizio e operatori di reti elettriche. L’infrastruttura che supporterà la mobilità elettrica dovrà soddisfare le necessità della rete e, contemporaneamente, di tutti
gli attori coinvolti.
BTicino: dalla domotica alle Smart Grid
La progressiva diffusione della domotica, dalle poche decine di impianti
del 2000 alle centinaia di migliaia attuali, è data dalla capacità di adattarsi, tecnologicamente e culturalmente, all’evoluzione del mercato. Da status symbol esclusivo,
diffondendosi è divenuta strumento di valorizzazione del patrimonio immobiliare. La domotica è
integrazione per coordinare e centralizzare le funzioni dell’abitazione. La rivoluzione ambientale e
la crisi economica hanno posto al centro dell’attenzione il risparmio energetico, che la domotica
affronta con soluzioni orientate su quattro direttrici: termoregolazione, controllo dell’illuminazione,
visualizzazione di consumi/produzione e controllo dei carichi. Queste ultime due sono connesse alla
fornitura di elettricità, quindi, benché integrate e funzionali all’abitazione, trovano la loro ragion
d’essere anche nel rapporto, oggi solo economico, tra utilizzatore e fornitore di energia.
L’impianto dell’abitazione e quello della Utility sono oggi completamente autonomi: la domotica dovrebbe ottimizzare il rapporto costi energetici/comfort abitativo; il fornitore di energia ha l’interesse
a non sollecitare la rete nei momenti di maggiore assorbimento. Oggi lo scenario dei consumi considera che le fasce orarie critiche siano quelle lavorative. Sensibilità ecologica, incentivi, evoluzione
tecnologica ed effetti della crisi stanno però portando all’adozione da parte dei privati e delle famiglie di impianti di autoproduzione diffusi sul territorio. Una volta soddisfatti i propri consumi, questi immettono l’eccedenza energetica nella rete. Il modello di tariffe differenziate, che premia i
consumi non industriali e familiari nelle fasce notturne e festive, potrebbe essere da ripensare
perché la maggiore produzione dovuta al solare, unita allo scarso consumo diurno del residenziale,
determineranno l’aumento del conferimento di energia di questi impianti nelle fasce oggi critiche.
Uno scenario futuro, a cui BTicino si sta preparando, risiede quindi nel diverso ruolo che la domotica assumerà nel suo rapporto con la rete di distribuzione dell’energia. Sarà indispensabile che i
due impianti si parlino: il sistema domotico dell’abitazione dialogherà con quello di distribuzione
dell’energia della Utility fornendo costantemente le informazioni e i parametri di consumo o di
produzione locali. Quest’ultima dovrà divenire intelligente (sarà infatti una “smart grid”), per gestire i surplus di energia locali e ridistribuirli dinamicamente in altre aree. E per avere informazioni
sui consumi o la produzione dell’abitazione dovrà appoggiarsi proprio sull’impianto domotico e utilizzarne la rete nervosa per fornire nuovi servizi e informazioni ad alto valore aggiunto. Un altro
servizio da connettere alla rete, in cui BTicino è attiva, è quello di ricarica dei veicoli elettrici delle
utenze private. Anche in questo campo la domotica contribuirà alla gestione dei carichi, rilevando
consumi e costi e programmando le ricariche in funzione delle fasce orarie più convenienti.
Oggi i due impianti “non si parlano”, hanno protocolli e modalità di comunicazione diversi, ma alcuni passi in avanti si stanno compiendo: i gestori e produttori di sistemi domotici, come Bticino,
vogliono iniziare a dialogare.
BTicino, capofila del gruppo Legrand in Italia, dov’è presente con una struttura organizzativa che
comprende otto insediamenti produttivi e circa 3.000 dipendenti, opera sul mercato italiano con le
offerte dei marchi principali BTicino, Legrand, Zucchini e Cablofil. BTicino inoltre, con la presenza
in oltre 60 Paesi di tutti i continenti, si colloca tra i leader mondiali sul mercato delle apparecchiature elettriche in bassa tensione per installazioni in ambito civile, industriale e terziario, testimoniando il valore del nostro Paese in termini di qualità, tecnologia d’avanguardia e cultura progettuale.
Il ruolo del Gestore nello sviluppo delle Smart Grid
Con il crescente sviluppo delle fonti rinnovabili e della generazione distribuita, il GSE è sempre più coinvolto nelle tematiche connesse all’ottimizzazione del sistema elettrico, che nei prossimi anni dovrà
avere caratteristiche tali (Smart System) da supportare la crescente
penetrazione della generazione distribuita, offrire nuovi servizi per il
dispacciamento secondario dell’energia e disporre di nuove tecnologie per utilizzare i segnali di
prezzo provenienti dai clienti finali attivi (prosumers).
In quest’ottica, le Smart Grid si configureranno come elemento essenziale per poter fruire in maniera “intelligente” della totale capacità di generazione degli impianti alimentati da fonti energetiche rinnovabili.
Per poter favorire il processo di diffusione delle Smart Grid è necessario che lo sviluppo tecnologico sia accompagnato da chiare linee d’azione attraverso la modifica del quadro regolatorio e
normativo, finalizzato a introdurre:
• regole che definiscano il modello di governance da adottare, i ruoli dei vari soggetti coinvolti
(DSO, TSO, eventuali aggregatori e ESCO, ecc.) e le metodologie per la remunerazione dei
costi sostenuti dai vari soggetti;
• uno sviluppo coerente e coordinato tra rete e capacità di generazione installata, in modo da
evitare o limitare al minimo l’applicazione di meccanismi di riconoscimento economico in caso
di limitazioni di potenza attiva, così come avviene attualmente per la mancata produzione eolica in caso di ordini di dispacciamento impartiti da Terna dovuti a congestioni di rete;
• un mercato per i servizi di dispacciamento secondario a cui possa partecipare tutta la generazione distribuita, in maniera analoga a quanto avviene per la generazione connessa alla rete
di trasmissione;
• meccanismi di demand response finalizzati a ottenere un aumento dell’elasticità della domanda
al prezzo dell’energia attraverso opportuni segnali di prezzo sul mercato dell’energia.
Il GSE, in qualità di Utente del Dispacciamento di gran parte degli impianti di generazione distribuita, segue con particolare interesse tali tematiche e auspica che siano introdotte regole, tecnologie e sinergie necessarie per fare in modo che lo sviluppo delle Smart Grid possa avvenire
pienamente, come tassello di quel mosaico di azioni da intraprendere per avere un sistema elettrico sempre più efficiente e competitivo.
Il Gestore dei Servizi Energetici – GSE SpA è la holding pubblica che in Italia sostiene lo sviluppo
e la promozione delle fonti rinnovabili. Le principali attività svolte dal GSE riguardano la qualifica
degli impianti alimentati da fonti rinnovabili e la conseguente emissione dei Certificati Verdi o delle
tariffe onnicomprensive, il rilascio delle Garanzie d’Origine, il ritiro dell’energia prodotta da impianti a fonti rinnovabili e assimilate (CIP6, ritiro dedicato, tariffa omnicomprensiva, servizio di
scambio sul posto), la gestione del conto energia per gli impianti fotovoltaici, il riconoscimento degli
impianti di cogenerazione, la determinazione del mix energetico nazionale, il miglioramento delle
previsioni delle immissioni da parte degli impianti a fonte rinnovabile non programmabili e la quantificazione della mancata produzione da fonte eolica per effetto degli ordini di dispacciamento impartiti da Terna.
IFS Italia SrL: elaborazione, analisi e gestione di dati energetici
L’introduzione del sistema Smart Grid coinvolge tutti gli operatori della filiera
Utility: produttori da fonti pulite, utenti finali, gestori di rete e retailer. La complessità della tematica non può essere affrontata con un approccio monoprodotto, né, tantomeno, da un singolo soggetto. Piuttosto, è necessario costituire
dei consorzi di aziende nei quali ognuno contribuisce con competenze e prodotti
specialistici.
Il portafogli prodotti IFS, unito al bagaglio di esperienza nazionale e internazionale in ambito
Energy & Utilities, garantisce un’ampia copertura delle diverse tematiche inerenti le Smart Grid.
La copertura di servizi e prodotti IFS è rilevante, sia nella fase di analisi e start-up sia nella fase
di roll-out ed esercizio dei progetti SG, per tutti i soggetti della filiera.
Il roll-out massivo degli smart meters è solo il primo tassello delle Smart Grid e introduce per i gestori di rete una complessità di elaborazione, analisi e gestione di dati energetici che solo una soluzione funzionalmente e tecnologicamente spinta come BelVis4 può coprire. Il modulo EDM è il
fulcro che, gestendo la totalità dei dati, alimenta tutti gli altri prodotti della suite IFS.
I moduli di BelVisPro e Clustering garantiscono sia un’accurata previsione e analisi della domanda
sia la successiva segmentazione della base clienti necessaria per fornire dei servizi/prodotti mirati.
La fornitura dati meteo e di sistemi (BelVisPro, hydro2sim) per previsione da fonti rinnovabili e da
generazione diffusa (eolico, fotovoltaico, idro...) permette a TSO/DSO di razionalizzare il dispacciamento della rete facilitando l’introduzione e la gestione delle energie pulite, monitorate costantemente (con MAXIMUS) per massimizzarne la disponibilità.
Il prodotto ResOpt per l’ottimizzazione delle risorse energetiche garantisce ai gestori della rete lo
strumento necessario per una più efficiente gestione attiva della rete, facilitando le attività di bilanciamento della stessa.
Infine, il coinvolgimento dell’utente finale è introdotto dal concetto di demand response. In una
prima fase si tratta di fornire al cliente finale un maggiore controllo dei propri consumi e un segnale di prezzo per incentivare comportamenti più virtuosi. Il modulo EDX (Energy Data Exchan-
ger) è lo strumento di comunicazione bidirezionale tra operatori e utenti. Nella seconda fase
l’utente è poi supportato con strumenti (ResOpt) per efficientare i propri consumi, rendendolo
elemento attivo nella filiera energetica.
IFS Italia nasce nel 1996 su iniziativa della ifs GmbH (gruppo RWE) e nel 2000 gli attuali soci ne
acquistano il controllo, facendo crescere la società sul mercato italiano con una progressione continua nel tempo. Il portafoglio prodotti evolve, comprendendo soluzioni per la gestione completa
dei processi di Energy Management, sia elettrico che gas.
Le sue origini ed esperienze internazionali hanno formato il business model, che si esprime nella
formula “Solution Provider for Utilities”: dall’individuazione di partner internazionali che offrono soluzioni avanzate best-of-breed, alla localizzazione per il mercato italiano e implementazione presso
gli operatori, fino al supporto post vendita ed evoluzione normativa continua.
Le linee di business sono la Gestione dei Dati (EDM) e Previsione per il Trasporto, Distribuzione,
Vendita e Generazione, l’Ottimizzazione, l’ETRM, il CRM, i Portali per la Comunicazione evoluta tra
gli Operatori e i servizi dati (Meteo/Prezzi).
L’impegno di SELTA SpA per le Smart Grid: apparati e sistemi di gestione e controllo
SELTA, azienda che da sempre fornisce prodotti e sistemi avanzati per la gestione, il controllo e l’automazione delle reti elettriche e dei sistemi di comunicazioni di servizio, è attualmente
in prima linea tra i protagonisti delle future Smart Grid.
Il processo di sviluppo delle nuove reti elettriche intelligenti richiede l’ammodernamento dei sistemi
esistenti, e quindi la realizzazione di un nuovo sistema di comunicazione che permetta di raggiungere ogni elemento del sistema elettrico in modo affidabile, deterministico, bidirezionale e rapido.
Sistemi di supervisione che realizzino le nuove funzionalità richieste tramite la nuova rete di comunicazione e un nuovo sistema distribuito di protezione, controllo e automazione che interagisca coi sistemi di supervisione al fine di rendere il sistema nel complesso più reattivo.
SELTA è già presente nel campo dell’automazione delle sottostazioni di alta tensione, con apparati di controllo, monitoraggio e protezione conformi ai nuovi standard IEC 61860 e IEC 61131-3.
Inoltre fornisce ai più importanti distributori apparati di telecontrollo, protezione e regolazione per
cabine primarie e secondarie.
Per quanto riguarda i sistemi di trasmissione, SELTA sviluppa nodi di rete a pacchetto per applicazioni di rete locale nell’ambito dei sistemi di automazione di stazione o per la realizzazione di reti
geografiche private. Inoltre vanta un notevole know-how negli apparati a onde convogliate ana-
logiche e numeriche per la trasmissione dati su linee di alta e media tensione e teleprotezioni analogiche e numeriche per la protezione degli impianti di potenza. Offre anche apparati di trasmissione SDH per la realizzazione di reti geografiche ad alte prestazioni.
Nel campo dell’Information Technology SELTA ha una consolidata esperienza sui sistemi SCADA
per la supervisione degli impianti elettrici, con capacità di sviluppare le logiche che sovrintendono
al controllo degli stessi, oltre che sui sistemi di gestione degli apparati di comunicazione.
Gli apparati e i sistemi di gestione e controllo di SELTA già oggi consentono di realizzare alcune
delle funzionalità richieste dalle Smart Grid. In futuro permetteranno di scambiare informazioni in
modo più incisivo con i produttori di energia e con gli utenti, di interpretare in anticipo le esigenze
di domanda e offerta di energia rendendone flessibile la produzione, di riportare rapidamente il
sistema in uno stato di stabilità dopo eventuali interruzioni o disturbi di rete, di gestire e utilizzare
le informazioni disponibili per ottimizzare l’impiego delle risorse, al fine di massimizzare l’efficienza
energetica e contribuire quindi al miglioramento ambientale.
SELTA, con sede a Cadeo e stabilimento a Tortoreto Lido, è punto di riferimento internazionale nei
Sistemi di Automazione e Controllo, di Segnalamento Ferroviario, di Enterprise Communication e
nelle Reti di Accesso.
In particolare opera, con crescente proiezione internazionale, in quattro segmenti di mercato:
• Soluzioni di automazione per le Utility: automazione, controllo e supervisione di reti e impianti
di produzione, trasporto e distribuzione di energia elettrica, gas e acqua, sistemi per le telecomunicazioni di servizio su elettrodotto;
• Applicazioni per il controllo della marcia dei treni e soluzioni per le telecomunicazioni di servizio delle Reti Ferroviarie;
• Reti di Comunicazione per le imprese basate sulle tecnologie più avanzate;
• Reti di Accesso;
• SELTA offre pacchetti “chiavi in mano” studiati in base alle specifiche esigenze dei propri clienti,
tra cui può annoverare innumerevoli Public Utility e i principali operatori delle Telecomunicazioni e Service Provider.
Siram SpA e il progetto di “aggregazione”
Le Smart Grid rappresentano un’opportunità di grande interesse
per Siram. La società è fortemente impegnata nella riduzione dei
consumi energetici e nella lotta ai cambiamenti climatici con soluzioni di efficienza energetica, cogenerazione ed energie rinnovabili. L’attuale modello di distribuzione dell’energia elettrica unidirezionale, dalle grandi centrali verso i consumatori, non
permette lo spiegamento massiccio di sorgenti di produzione energetica locali (cogenerazione,
solare, biomasse) per problemi di reti insufficienti e per l’inefficienza e l’onerosità del
trasporto.
La Ricerca e Sviluppo di Veolia Enviromental, di cui fa parte Siram, sta allestendo un progetto di
“aggregazione” in scala regionale per valutarne la fattibilità tecnica ed economica. La funzione di
aggregazione consiste nel collegare a un punto centrale di controllo e gestione diversi siti, sia consumatori sia produttori di energia, allacciati alla rete elettrica. L’idea è quella di gestire la domanda
e la produzione di energia di questi siti grazie allo sviluppo di sistemi di telecontrollo in tempo
reale, con l’obiettivo di creare un equilibrio locale e, allo stesso tempo, di superare i limiti del sistema centralizzato di produzione, trasporto e distribuzione.
Nella Francia meridionale il progetto Refrex di Veolia R&S sta sviluppando un progetto pilota con
una centrale di gestione informatizzata che collega dei produttori indipendenti di energia connessa alla rete.
Il collocamento in opera del progetto potrebbe esordire durante il 2011; le prove si svilupperanno
su 2 anni e mezzo, di cui i primi sei mesi dedicati a una crescita di potenza e gli ultimi sei dedicati
ad un bilancio completo.
Si valuteranno così varie ipotesi di produzione, stoccaggio e consumo di elettricità nel contesto di
una ventina di edifici adibiti a uffici, stazioni di depurazione, centrali fotovoltaiche, centrali di stoccaggio (pile a combustibile, centrali idrauliche, stoccaggio termico, stoccaggio con batterie) e stazioni di pompaggio di acqua potabile, permettendo anche di anticipare i comportamenti energetici
e di identificare i potenziali di flessibilità di infrastrutture consumatrici.
Alla base del progetto pilota sull’”aggregazione” vi sono le ricerche di Veolia sui modelli previsionali dei consumi elettrici e sulle compatibilità economiche. Da una parte l’obiettivo dei modelli è
conoscere in anticipo i consumi di elettricità da una o due ore fino ad alcuni giorni prima; dall’altra, l’obiettivo dei modelli economici è rendere compatibili finanziariamente le Smart Grid con il contesto attuale di mercato. Grazie allo studio e allo sviluppo delle Smart Grid, Siram potrebbe
aggiungere alle sue attività quella di “aggregatore”: un intermediario attivo tra produttori e consumatori locali di energia e rete elettrica, fondamentale per sviluppare nuove modalità produttive
decentrate, come le fonti rinnovabili e la cogenerazione.
Siram è una società italiana leader nei settori della gestione integrata dell’energia. Nata nel 1912,
dal 2002 fa parte di Dalkia International, leader europeo nella gestione dell’energia. Dalkia è a sua
volta controllata da Veolia Environnement, il più grande gruppo al mondo nel settore dei servizi
ambientali (energia, acqua, rifiuti e trasporti), presente in 68 paesi con oltre 319.000 dipendenti
e un fatturato 2009 di 34,6 miliardi di euro.
Il fatturato consolidato Siram del 2009 è stato di oltre 900 milioni di euro, grazie a un portafoglio
di circa 1.400 clienti nei settori della Sanità, della Pubblica Amministrazione centrale e locale, dell’industria, del terziario e del residenziale e delle telecomunicazioni.
Schneider Electric, lo specialista di Energy Management
Negli ultimi anni, Schneider Electric ha posto al centro della propria strategia l’utilizzo efficiente dell’energia, come risorsa scarsa e preziosa, diventando a tutti gli effetti specialista dell’Energy Management.
Davanti al grande dilemma del raddoppio della domanda di energia
elettrica e della necessità contemporanea di dimezzare le emissioni di CO2 entro il 2050, Schnei-
der Electric sostiene il ruolo centrale del risparmio energetico, attraverso l’efficientamento degli impianti industriali e delle strutture civili, come chiave di un modello energetico sostenibile per il
futuro.
Dall’efficienza attiva al monitoraggio dei consumi, Schneider Electric vive la sfida energetica da
protagonista, partecipando come ESCO ai progetti di efficientamento che accedono ai programmi
di finanziamento agevolato, all’ottenimento dei benefici fiscali e ai certificati bianchi. Schneider
Electric completa l’impegno per l’energia pulita attraverso la propria attività nelle fonti rinnovabili, dalla fornitura di prodotti alle soluzioni “chiavi in mano” come EPC, vantando ad oggi la
realizzazione chiavi in mano in Puglia di uno dei più grandi parchi solari d’Europa, da ben 45MW
di potenza.
Il ruolo di Schneider Electric nel panorama delle Smart Grid vede perciò in primo piano l’impegno
nello sviluppo di soluzioni per le reti di distribuzione, le fonti rinnovabili, la gestione del demand/re-
sponse, le strutture per la ricarica dei veicoli elettrici e l’efficienza energetica negli edifici e nei processi, attraverso sistemi di controllo attivo fortemente integrati. Questa visione d’insieme si
appoggia su EcoStruxureTM, un’unica piattaforma per rendere l’energia sicura, sostenibile, affidabile, efficiente e produttiva. È indirizzata ai cinque mercati che, nel loro insieme, sono responsabili del 72% del consumo energetico mondiale: energia e infrastrutture, industria, datacentre,
edifici del terziario e residenziale.
L’utilizzo dell’architettura EcoStruxureTM consente il raggiungimento di risparmi fino al 30% sia
nell’investimento iniziale che nei costi di gestione, inclusi i consumi energetici, e fornisce una risposta completa e integrata alla gestione dell’energia dal lato della distribuzione e del consumo.
Schneider Electric è lo specialista globale nella gestione dell’energia, con una presenza in oltre 100
Paesi; offre soluzioni integrate in diversi segmenti di mercato, con una posizione di leadership nei
settori energia e infrastrutture, processi industriali, building automation e data center, vantando
inoltre un’ampia presenza nelle applicazioni residenziali. Specializzata nel rendere l’energia sicura,
affidabile ed efficiente, con oltre 110.000 dipendenti nel 2010 Schneider Electric ha raggiunto un
fatturato di oltre 19,6 miliardi di euro, grazie a un impegno attivo nell’aiutare individui e organizzazioni a ottenere il massimo dalla propria energia.
ICT e Smart Grid, il ruolo di Telecom Italia SpA
Telecom Italia, come impresa leader in Italia nell’ICT, ma anche
come secondo maggiore cliente del sistema energetico italiano,
partecipa a numerose iniziative e progetti che intendono contribuire alla creazione dell’Ecosistema delle Smart Grid. Per un operatore integrato di telecomunicazioni che opera in tutta la filiera dei servizi di comunicazione avanzata (telecomunicazioni fisse,
mobili e internet) significa contribuire a un processo di convergenza fra ICT e sistema energetico
per realizzare una rete capillare che trasporti energia, informazione e controllo.
Telecom Italia è cofondatore e membro del Comitato di Direzione di Energy@Home – un progetto di
collaborazione fra Electrolux, Enel, Indesit e Telecom Italia – con l’obiettivo di definire, sviluppare e
promuovere un’infrastruttura di comunicazione che abiliti la fornitura di servizi a valore aggiunto basati su informazioni di consumo di energia elettrica e tariffe elettriche nell’Home Area Network.
Telecom Italia è, inoltre, il coordinatore di e-Cube, progetto parzialmente finanziato dal “Programma
Industria 2015” del Ministero per lo Sviluppo Economico, che si propone di creare un sistema composto di elementi e infrastrutture scalabili che abilitino il controllo e ottimizzazione di consumi elettrici, sia nell’ambiente residenziale sia commerciale e industriale. Il progetto è partecipato da 12
partner, incluse aziende e università italiane che rappresentano la catena del valore industriale.
Kaleidos-TIGreen è una soluzione commerciale di efficienza energetica di Telecom Italia per clientela business che, nel contesto della Smart Grid, permette di monitorare le principali grandezze
elettriche e ambientali, eseguire interventi mirati all’ottimizzazione dei costi di esercizio degli impianti, studiare provvedimenti per la modifica e riduzione dei consumi energetici, controllare l’energia consumata, ridurre i picchi di consumi. Essa si basa su reti di sensori wireless per la raccolta
di dati ambientali e di consumo energetico degli impianti, di sistemi di Business Intelligence per
l’analisi dei dati e il controllo dei costi associati, di metodologie per l’esecuzione di audit on-site
atti a definire una politica di efficienza energetica e a progettare interventi di miglioramento dell’efficienza degli impianti.
Nel contesto della standardizzazione, Telecom Italia è attiva in numerosi enti di standardizzazione rilevanti per le Smart Grid: ITU-T, IEEE, 3GPP, IETF, ETSI, CEI, BroadBand Forum e ZigBee Alliance
(un’associazione internazionale di aziende che sta definendo lo standard Smart Energy selezionato dal
NIST americano per le Smart Grid) in cui il delegato Telecom Italia è chair di un comitato tecnico;
Home Gateway Initiative (un’organizzazione internazionale non a fine di lucro che si propone di definire le linee guida e le specifiche dei gateway residenziali a larga banda) in cui il delegato Telecom
Italia è editor del documento Requirements for Home Energy Management and Control Service.
Infine, l’azienda partecipa all’iniziativa ISGAN (International Smart Grids Action Network) del Ministero dello Sviluppo Economico, che permetterà di consolidare e creare nuove collaborazioni sui
temi dell’energia tra Telecom Italia e le aziende private e pubbliche del settore, le agenzie di regolamentazione e gli enti di ricerca.
Telecom Italia S.p.A. è la principale società del Gruppo Telecom Italia, uno dei più importanti operatori di telecomunicazioni a livello mondiale, player strategico nel mercato ICT europeo e leader in Italia, dove costituisce uno dei principali gruppi industriali. Le aziende del gruppo operano nelle
telecomunicazioni in ambito fisso (Telecom Italia) e mobile (TIM), detenendo le maggiori quote di mercato in Italia e rilavanti partecipazioni internazionali, prima fra tutte la telefonia mobile in Brasile (TIM
Brasil); nei media e Internet (La 7, Virgilio); nel comparto dell’Information Technology.
Gruppo Tesmec, reti “forti” oltre che “intelligenti”
Oltre a un rilevante incremento della domanda di energia, le tendenze del sistema energetico mondiale registrano un bisogno
costante di miglioramento della sicurezza e della qualità dell’offerta e un impatto crescente delle tematiche ambientali sulle dinamiche politiche ed economiche
internazionali.
Tesmec è consapevole che importanti cambiamenti devono essere intrapresi per il passaggio a un
sistema energetico sostenibile. Innanzitutto occorre un rafforzamento delle reti. Tesmec lavora in
ottica di “Strong Grid”, convinta che una Smart Grid, una “rete intelligente”, debba prima di tutto
essere una rete forte.
L’elettricità, infatti, non è sempre usata nello stesso posto in cui viene prodotta. Da qui la necessità di reti di trasmissione e sistemi di distribuzione a lunga distanza che però comportano significative perdite di energia. Al fine di contenere queste perdite, la recente tendenza dei Paesi a più
elevato ritmo di sviluppo energetico è quella di privilegiare elettrodotti ad altissimo voltaggio (660750-800-1000 kV, con previsioni di crescita a 1100-1200 kV), molti dei quali sono programmati per
funzionare in corrente continua.
Il Gruppo Tesmec ha come obiettivo il miglioramento del trasporto a lunga distanza tramite la costruzione di reti ad altissimo voltaggio, ben strutturate e interconnesse, come condizione necessaria per lo sviluppo delle Smart Grid.
La costante crescita di importanza dell’energia verde è un dato di fatto. Secondo l’International En-
ergy Outlook 2010, l’impiego di fonti rinnovabili per la generazione di energia crescerà del 3% all’anno dal 2007 al 2035.
Gli impianti elettrici alimentati da fonti rinnovabili stanno conoscendo un forte sviluppo ma anche difficoltà notevoli nella loro espansione. Questo a causa di problemi derivanti da ritardi e carenze nella
interconnessione alla rete elettrica. Le fonti rinnovabili sono caratterizzate, infatti, da forte instabilità e picchi di generazione ma le reti attuali riescono a gestire solo modesti livelli di variabilità.
La Strong Grid rappresenta quindi una condizione necessaria per la Smart Grid. Accelerare la costruzione di reti UHV (Ultra High Voltage) come spina dorsale e reti subordinate collegate a tutti
i livelli è uno dei principali obiettivi di Tesmec.
Numerosi progetti internazionali (Cina, India, Sud America…) dimostrano che Tesmec è attiva nel
rafforzamento del ruolo della rete, ottimizzando il sistema e incrementando l’efficienza energetica
con lo scopo di migliorare l’integrazione delle fonti di energia rinnovabili e di agevolare lo sviluppo
delle Smart Grid.
Il Gruppo Tesmec è attivo principalmente nella progettazione, produzione e commercializzazione
di soluzioni integrate per la costruzione e la manutenzione di infrastrutture quali reti aeree e interrate e tubi (pipeline). Il Gruppo, fondato nel 1951, può contare su oltre 300 dipendenti e dispone di quattro siti produttivi, tre in Italia e uno negli Stati Uniti, e opera attraverso due linee di
prodotti nel settore della progettazione, produzione e commercializzazione di macchine e sistemi
integrati per la tesatura di reti elettriche e cavi in fibra ottica, nonché per la tesatura di reti elettriche ferroviarie; macchine trencher cingolate ad alta potenza per lo scavo in linea di reti e di tubi
(pipeline) interrati o per opere di sbancamento e, in misura minore, macchine da cantiere multifunzionali (Gallmac).
La mission del Gruppo Tesmec è operare nel mercato delle infrastrutture per il trasporto di energia elettrica, dati e materiali (petrolio e derivati, gas, acqua), settori strategici per la crescita e
l’ammodernamento di ogni Paese nel mondo. Le sfide del futuro impongono alle moderne società industriali, così come a quelle emergenti, di investire nei settori dell’energia e delle telecomunicazioni.