Rete elettrica intelligente

Trasmissione

Dal Piano Investimento Terna:
- Interventi di potenziamento RTN;
- Compensatori Sincroni / SVC/ PST (FACTS);
- DTR (Dynamic Thermal Rating) delle linee;
- Sviluppo delle Interconnessioni;
- Iniziative finalizzate allo sviluppo delle Smart Grid in particolare sistemi smart di controllo e gestione della rete per l'interfacciamento tra reti di Distribuzione e reti di Trasmissione.

Distribuzione

Progetti Delibera 39/10 individuazione delle funzionalità Smart dello Smart Distribution System

- Osservabilità;
- Regolazione di tensione;
- Regolazione Potenza attiva degli utenti di rete;
- Telescatto per prevenzione isola incontrollata;
- Esercizio avanzato della rete MT;
- Impiego dei sistemi di accumulo.

- Apparati Smart;
- Sistemi P&C;
- Nuovi pannelli MT;
- Telecontrollo + DMS;
- Protocollo IEC 61850.

Delibera 646/15: avviata una regolazione output based sui primi due punti.

Prosumer & Smart User
- Le norme tecniche di connessione (CEI 0-16 / CEI 0-21) sono in continua evoluzione e stabiliscono requisiti smart per
produttori e consumatori collegati alla rete di distribuzione; tali norme sono state aggiornate nel 2019 per recepire il regolamento europeo RfG che sancisce l'obbligatorietà per i generatori di essere predisposti per l'erogazione di servizi ancillari;
- In fase evolutiva anche le configurazioni a sostegno dell'autoconsumo; non più esclusivamente SSPC (Sistemi
Semplici di Produzione e Consumo) e SDC (Sistemi di Distribuzione Chiusi) per sostenere l'autoconsumo individuale, ma anche AC (Autoconsumatore Collettivo) e CER (Comunità Energetiche Rinnovabili) per sviluppare l'autoconsumo condiviso. Le tecnologie abilitanti:
- Smart Meter 2G (in particolare la Chain-2);
- Controllore Centrale d'Impianto (CCI);
- Accumuli residenziali;
- Ricarica elettrica V1G e V2G;
- Domotica;
- Piattaforme per l'aggregazione e per la gestione in tempo reale delle tecnologie abilitanti.

...tutto ciò che porta ad un incremento dell'autoconsumo ed ad una maggiore efficienza per una oculata gestione dell'energia: il
Demand Side Management.

Direttiva rinnovabili 2001/2018
Autoconsumatore di energia rinnovabile (singolo)
Cliente finale che produce en. elettrica FER per il proprio consumo.
Può immagazzinare, vendere l'energia autoprodotta.

Autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente
Almeno due autoconsumatori di energia FER che si trovano nello stesso edificio o condominio.

Comunità di energia rinnovabile soggetto giuridico:
a) A partecipazione aperta e volontaria, autonomo e controllato da azionisti o membri che sono situati nelle vicinanze degli impianti;
b) I cui azionisti o membri sono persone fisiche, PMI o autorità locali;
c) Il cui obiettivo è fornire benefici ambientali/ economici/sociali piuttosto che profitti finanziari.

Direttiva mercato elettrico 944/2019
Cliente attivo
Cliente finale o gruppo di clienti finali consorziati che consuma/conserva/vende l'energia elettrica prodotta in locali situati
all'interno di un'area delimitata, o partecipa a meccanismi di flessibilità ed efficienza energetica.

Comunità energetica dei cittadini soggetto giuridico:
a) A partecipazione volontaria e aperta, controllato da membri (persone fisiche, autorità locali, amministrazioni comunali, o
piccole imprese);
b) Ha lo scopo di offrire ai membri o al territorio benefici ambientali/economici/sociali anziché generare profitti finanziari;
c) Può partecipare alla generazione, anche FER, distribuzione, fornitura, consumo, aggregazione, stoccaggio, servizi di
efficienza energetica, o di ricarica per veicoli elettrici o fornire altri servizi energetici ai suoi membri o soci.

Articolo 42 bis* "Autoconsumo da autoconsumatore collettivo"
Per edifici e condomini
- Impianto di potenza complessiva max 200kW abbinati anche a SdA;
- Impianti nella disponibilità dei membri (non necessariamente di proprietà dei membri);
- Remunerazione energia prodotta:
. Immessa in rete valorizzata a prezzo zonale;
. Autoconsumata in tempo reale o tramite accumulo valorizzata a tariffa incentivante;
. Esenzione di alcuni oneri di rete.
- Cumulabilità incentivo con detrazione fiscale 50% per impianti FV e SdA;
- Durata sperimentazione dal 29 febbraio 2020 ai 60 giorni successivi alla pubblicazione del DLgs di recepimento della
Direttiva FER 2001/2018 (previsto al più entro il 30.6.2021);
- Ammessi anche gli impianti FV e SdA con detrazione al 110%, con alcune particolarità.

Articolo 42 bis* "Autoconsumo da rinnovabili"
- Tutti i soggetti alimentati in bassa tensione dalla stessa cabina secondaria MT/BT;
- Idem come per edifici e condomini.

Le energy community sono un'ottima opportunità per sviluppare la generazione distribuita.
I benefici derivano da:
1. Tariffa incentivante (100/110 ?/MWh rispettivamente per AC e CER) sull'energia autocondivisa in tempo reale (istantaneamente) anche con l'ausilio di SDA;
2. Detrazione fiscale degli impianti FER e dei SDA;
3. Esenzione del pagamento di oneri di rete (nell'ordine di 8-10 ?/MWh) sull'energia autocondivisa nel caso di AC.

Per realizzare una configurazione AC o CER occorre non solo realizzare gli impianti, ma anche gestire la fase di permitting, manutenzione, gestione della misura e dell'energia elettrica a mercato e fatturazione. E' quindi indispensabile la collaborazione tra professionalità diverse.

Si tratta di una sperimentazione, in cui:
- Si passa da un sistema di incentivazione implicita dell'autoconsumo (esenzione oneri in bolletta) verso uno esplicito (tariffa
incentivante e pagamento Asos in bolletta sull'energia autocondivisa);
- Si promuove l'autoconsumo istantaneo (anche tramite SdA), non potendosi configurare lo scambio sul posto.

Le tempistiche a disposizione sono limitate :
- 4 agosto 2020 - ARERA ha pubblicato la delibera 318/2020 << Regolazione delle partite economiche relative all'energia elettrica condivisa da un gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente in edifici e condomini oppure condivisa in una comunità di energia rinnovabile >>;
- 16 novembre 2020 - Pubblicato in GU il DM MiSE con le tariffe incentivanti.

Aggregatori

Per la prima volta delinea le caratteristiche dell'aggregatore figura fondamentale per una maggiore integrazione del consumatore e della generazione distribuita come soggetti attivi nella gestione del sistema elettrico.

Delibera 300/2017 (5 maggio 2017)
- Prima apertura del mercato per il servizio di dispacciamento (MSD) alla domanda elettrica ed alle unità anche da fonte rinnovabile non già abilitate nonché ai sistemi di accumulo;
- Istituzione di progetti pilota in vista della costituzione del Testo Integrato Dispacciamento Elettrico (TIDE) coerente con il Balancing Europeo.

Progetti Pilota
- UVAC (Unità Virtuali Abilitate di Consumo): consegna 19 giugno 2017 - 30 settembre 2017; 0,5 GW consegna 15 gennaio 2018 -
31 marzo 2018; 0,5 GW consegna 18 giugno 2018 - 30 settembre 2018;
- UVAP (Unità Virtuali Abilitate di Produzione): dal 1 novembre 2017;
- UVAM (Unità Virtuali Abilitate Miste): 1 GW consegna anno 2019, 1 GW consegna anno 2020 (in sostituzione di UVAC e UVAP);
- UPI (UP Integrate con SdA per fornitura regolazione primaria di frequenza): 30 MW consegna dal 20 dicembre 2018 per 5 anni (non aggregabile);
- UPR (UP Rilevanti non già abilitate): dal 3 agosto 2018 (non aggregabile);
- FAST RESERVE UNIT (FRU): nuovo servizio di rete, asta il 10 dicembre 2020; 0,23 GW consegna dal 1 gennaio 2023 per 5 anni;
- REGOLAZIONE TENSIONE: consultazione del 6 novembre 2020 (non aggregabile), consegna dal 1 novembre 2021 per 39 mesi e dal 1 febbraio 2022 per 36 mesi;
- REGOLAZIONE SECONDARIA DI FREQUENZA: consultazione del 7 novembre 2020.

Green Islands

Quanto detto vale soprattutto per le isole, in particolar modo per quelle NON connesse alla rete elettrica Nazionale

DM del 14 febbraio 2017 << Fonti rinnovabili nelle isole minori non interconnesse >>
- 6 novembre 2018 - Pubblicata Delibera 558/2018 per le tariffe incentivanti delle fonti rinnovabili;
- 6 novembre 2020 - Pubblicato bando MiSE per sovvenzionare con 10 mln ? i progetti integrati innovativi in applicazione dell'art. 6 del DM.

Bando MiSE promuove un piano di opere e interventi innovativi sulla rete elettrica e sulle infrastrutture connesse, che consentano la gestione in sicurezza del sistema isolano in presenza di quote crescenti di generazione da fonti rinnovabili intermittenti:
- Dispositivi di accumulo e sistemi per il loro impiego efficiente;
- Opere e interventi per garantire l'integrazione in rete della mobilità elettrica;
- Opere e interventi per garantire l'integrazione del sistema elettrico con il sistema idrico isolano e con la domanda modulabile presente sull'isola;
- Sistemi di ottimizzazione delle prestazioni della rete e degli impianti secondo i concetti di rete intelligente, volti a incrementare la percentuale di fonti rinnovabili accoglibile in sicurezza, anche attraverso la sperimentazione di sistemi di gestione di carichi e produzioni innovativi;
- Sistemi per il monitoraggio delle prestazioni elettro-energetiche degli interventi.

Driver per lo sviluppo
La transizione verso un futuro rinnovabile decarbonizzato è ormai certa, tutto il sistema elettrico deve orientarsi in questa direzione.

Impatto della mobilità elettrica sui consumi di energia

Secondo Terna la diffusione dei veicoli elettrici potrebbe infatti determinare:
- Una crescita della domanda elettrica che potrebbe oscillare tra 5 e 16 TWh nel 2030*;
- Un cambiamento della domanda di picco;
- Una modifica del profilo orario dei consumi ? fatto di particolare interesse dal punto di vista della rete elettrica.

Un problema o un'opportunità?
L'impatto dello sviluppo della mobilità elettrica sulla rete elettrica può essere attutito grazie all'introduzione di sistemi di ricarica "intelligenti" in grado di gestire i profili delle ricariche delle singole colonnine in tempo reale (funzionalità di load management) a seconda dello stato della rete.

Le auto elettriche connesse all'infrastruttura di ricarica potrebbero anche diventare una fonte di flessibilità importante se utilizzate come sistema di accumulo distribuito (Terna stima che un milione di veicoli elettrici equivale a circa 40-60 GWh di volume di accumulo) grazie allo scambio bidirezionale di energia consentito dal V2G.