Le funzioni di aggregazione per l’integrazione della ... · per la formazione di provvedimenti...

«Telecontrollo Made in Italy. Evoluzione IoT e digitalizzazione 4.0» Verona 24-25 ottobre 2017

Le funzioni di aggregazioneper l’integrazione della generazione distribuitanel sistema elettrico italianoC. Arrigoni, M. Bigoloni, F. Corti, F. Zanellini

Carlo ArrigoniDivisione Energy Management –Siemens SpA


Agenda

π Aggregazione per Osservabilità1. Quadro regolatorio2. Soluzioni tecniche3. Il progetto europeo SmartNet

π Aggregazione per partecipazione al Mercato per i Servizi di Dispacciamento1. Quadro regolatorio2. Caratteristiche principali dei progetti pilota UVAC/UVAP3. Modalità di partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento

π Telegestione Sistemi Distribuzione Chiusi1. Quadro regolatorio2. La telegestione nei SDC

π Conclusioni


Introduzione

Perché l’aggregazione?

NB: la generazione rilevante (connessa in AAT/AT) non prevede l’aggregazione

La funzione di aggregazione consiste in una equivalentazione dellagenerazione distribuita e del carico connessi alle reti di distribuzione

Implementazione dell’Osservabilità della rete a valle del TR AT/MT

Abilitazione all’offerta di Servizi in MSD dei soggetti non abilitati

Introduzione della Telegestione nei Sistemi di Distribuzione Chiusi (SDC)


Delibera ARG/elt39/10• Lancio dei primi progetti

pilota in campo Smart Gridcon l’obiettivo di introdurretecnologie innovative sullereti di distribuzione pergarantire:• maggiore protezione• migliore controllo• completo monitoraggio

Delibera483/2014/R/eel• Avvio procedimento

per la formazione diprovvedimenti per ilperiodo di regolazionedecorrente da gennaio2016 sulla base deiprogetti pilota suddettiche include:

• qualità dei servizi ditrasmissione edistribuzione

• misura dell'energiaelettrica

DCO 255/15/R/eel• Smart Distribution System

Promozione selettiva degliinvestimenti nei sistemiinnovativi di distribuzione dienergia elettrica

• A partire dalle risultanze deiprogetti pilota avviati con ladeliberazione 39/10, illustragli orientamenti iniziali inmerito a possibili meccanismidi regolazione incentivanterivolti alle imprese didistribuzione per latrasformazione delle reti didistribuzione in SmartDistribution System.

Delibera646/2015/R/eel• Approvazione della

regolazione output-based della qualità deiservizi di distribuzione emisura e di altrimeccanismi diincentivazione delservizio di distribuzione

• Allegato A – TIQE 2016-2023: testo integratodella regolazione output-based dei servizi didistribuzione e misuradell’energia elettrica peril periodo di regolazione2016-2023

Verso gli Smart DistributionSystems


Smart Distribution System(SDS)

Delibera ARG/elt 39/10↓

Delibera 483/2014/R/eel↓

DCO 255/15/R/eel

Smart Distribution SystemPromozione selettiva degli

investimenti nei sistemiinnovativi di distribuzione di

energia elettrica


Le aggregazioni sono suddivise in:

Le aggregazioni sono distinte per:

L’aggregazione si effettua a livello di TR AT/MT

Le stime sono aggiornate con frequenza 20 sec

Aggregazione perOsservabilità 1/3

Generazione da fontesolare

Generazione da altrefonti Carico

potenza attiva (P) potenza reattiva (Q)


I dati aggregati sulla generazione (potenza attiva e reattiva) sono resi disponibili alTSO, sfruttando:

I dati aggregati sul carico sono ricavati per differenza fra la misura della potenzaattiva del trasformatore e la stima della generazione complessiva


ForecastForecast NowcastNowcast

Misure dal Campo

Controllore Centraled’Impianto (CCI)

Registrazioni del GME

Letture «near real time»

Centraline Meteo

Dati di irraggiamento etemperatura



Temperatura eIrraggiamento

Previsione PV cielo tersoPrevisione PVNowcast PV

Misura GMENowcast Idro


ArchitetturaOsservabilità

Centralinameteo

Centralinameteo

Centralinameteo

Sito RilevazioniMeteo



GMEGMEGMEGEN MTGEN MTGEN MT

DatiMeteoDati

MeteoDati

Meteo

CCICCICCI

DatiMeteo

RegistrazioniGME

Misure daCampo

GEN MTGEN MTGEN MT

EMS

TSO

GME

Dati Meteo

Misure Campo

Stime Aggregate

Osservabilità

SCADA


Il progetto

Realizzazione di 3 progetti pilota (Italia, Danimarca eSpagna) per valutare le interazioni tra TSO e DSO

La zona è caratterizzata da una elevata concentrazione digenerazione distribuita, soprattutto idroelettrica

La SE di Molini di Tures di TERNA RETE ITALIA eroga laconnessione, tra l’altro, a due impianti idroelettrici rilevantie alla Cabina Primaria (CP) di Edyna

Simulazione delle possibilità offerte dallatecnologia Smart Grid

Facilitare l’ingresso delle risorse diffuse nelmercato dei Servizi di Dispacciamento


SMARTNET: Pilota italiano

La Valle Aurina è caratterizzata da una elevataconcentrazione di generazione distribuita,

soprattutto idroelettrica

La massiccia presenza di GD produce unaconsistente inversione del flusso

Idroelettrico29,2 MW

Solare0,7 MW

Termica1,3 MW

Altro1,6 MW

Impianti BT:75 (875 kW)

Impianti MT:22 (32,1 MW)

Sbarra AT 132 kV dellaStazione Elettrica di TERNARETE ITALIA

• 2 Centrali idroelettricherilevanti

• Una ulteriore CP del DSOlocale AEC Campo Tures (noncoinvolta nel progetto)


Architettura progettopilota italiano

Load &Generationreal-time /

forecast

AGGREGATOR V-regulation

Capability(Algorithms )S

EORP

F OPFLoad & Generationreal-time / forecast

AGGREGATOR

V-regulationCapability

(Algorithms )

SE ORPF OPF

104

TSOSCADA

DCS RESHVRS(Algorithm)SAS

TSO OC HS RESHV SetPoint

RTU

HV SetPoint

Res S&MRes S&M

LocalSCADAPSDSO OC SS

RTU Measurements

DER

Protezioni

RTU-GW

MV S&M (SS) (not real time)

OLTCMV S&M

(DER)MVSetPoint

(DER)

MV S&M (SS) (real time, always-on)

DERCT/VT

MVSetPoint(OLTC)

MV S&M(PS)

Res SetPointRes SetPoint

MV SetPoint(DER)

SPCC

61850

104

104101

6185

0104104

104 /Web

HV S&M

HS S&M HS S&M

Modbus / I/O

PCR

SN-RTU-GW

Metering

HIGH VOLTAGEREGULATION SYSTEM

MEDIUM VOLTAGEREGULATION SYSTEM

MVRSPLANT CENTRAL

REGULATOR

61850

DSOSCADA

MV S&M(DER)

Weather(real time / forecast)

Forecast (aggregation)

MV SetPoint


Aggregazione perOsservabilità (Smartnet)

Inoltre, attraverso l’interfacciamento con le risorse distribuite, il progetto pilotaprevede sviluppi per:

I servizi di rete considerati nel progetto sono la regolazione di tensione mediante scambio di potenzareattiva e la regolazione secondaria di frequenza

Permettere al DSO di interfacciarsi al Controllore Centrale di Impianto (CCI)installato presso i singoli impianti della rete

Permettere agli utenti MT di fornire Servizi di Rete• al DSO in forma puntale• al TSO attraverso la equivalentazione delle risorse a livello nodale (TR AT/MT)

L’equivalentazione nodale permette al TSO di “osservare” le risorse sottostanti edi “coinvolgerle” nella gestione del sistema elettrico nazionale


Verso la Riforma delDispacciamento Elettrico

DCO354/2013/R/eel•Avvio del dibattito perla riforma del serviziodi dispacciamento

•Focus su GenerazioneDistribuita (GD) eFonte Rinnovabile NonProgrammabile(FRNP)

Delibera393/2015/R/eel•Avvio procedimentofinalizzato allaformazione diprovvedimenti perlariforma organica dellaregolazione delservizio didispacciamento

•Nasce il progettointerdirezionaleRiforma delDispacciamentoElettrico (RDE)

DCO298/2016/R/eel•Prima fase dellariforma del mercatoper il servizio didispacciamento

•Apertura a:•Domanda•FRNP•GD

Delibera300/2017/R/eel•Prima apertura delmercato per il serviziodi dispacciamento(MSD) alla domandaelettrica ed alle unitàanche da fonterinnovabile non giàabilitate nonché aisistemi di accumulo

•Istituzione di progettipilota in vista dellacostituzione del TestoIntegratoDispacciamentoElettrico (TIDE)coerente con ilBalancing Europeo

Delibera372/2017/R/eel•Progetto pilota per lapartecipazione delladomanda al mercatoper il servizio didispacciamento (MSD)

•Introduzione delregolamentopredisposto da Ternaper la partecipazionedella domanda alMSD, apportandoalcune integrazioni eprecisazioni alladeliberazione300/2017/R/eel

Delibera583/2017/R/eel•Progetto pilota per lapartecipazione dellagenerazionedistribuita, comeUVAP, al Mercato peril servizio didispacciamento (MSD)

•Introduzione dellagenerazione distribuitanel mercato per ilservizio didispacciamento (MSD)

Situazione Attuale(Del. 111/06)

Riforma transitoria(progetti pilota Del. 300/17)

Situazione a regime(TIDE)


Apertura MSD a nuove unità diproduzione e consumo 1/2

I servizi di dispacciamento «aperti» alle nuove unità di produzione econsumo:

Risoluzione dellecongestioni aprogramma

Riserva terziaria dipotenza Bilanciamento

Oltre che dalle UP Abilitate, le suddette risorse per il dispacciamentopossono essere fornite da:

FRNPconnesse alla

RTN

GD (FRNP enon) connessa

alle reti didistribuzione

Carico AAT/AT,MT e BT

Sistemi diaccumulo


Apertura MSD a nuove unità diproduzione e consumo 2/2

Cosa prevede la fase RDE-1 ?

Introduzione in MSD delleUP rilevanti da fonte

rinnovabile

Unità Virtuali Abilitate:Abilitazione per insiemi diunità di produzione (UP)

non rilevanti o diconsumo (UC) cherispettino criteri di

localizzazione geografica

Introduzione di un doppioregime di abilitazione:

regime di partecipazioneobbligatoria e di

partecipazione volontaria

Permane per tutte leUP rilevanti Abilitatesulla base deirequisiti oggi vigenti

Obbligo dipresentazione diofferte su MSDR

egim

eO

bblig

ator

io Si applica alle UPrilevanti FRNP

Si applica alle UPnon rilevanti (GD)

Si applica alle Unitàdi Consumo (UC)R

egim

eVo

lont

ario Devono essere

telecontrollabili tramitepunto di controllo fisicodal TSO (ricezione edattuazione ordini didispacciamento)


Aggregazioniper MSD

Unità Virtuali Abilitate (UVA)

Unità Virtuali diProduzione

(UVAP)

Caratterizzate dallasola presenza di

unità di produzionenon rilevanti

(programmabili enon) inclusi i

sistemi di accumulo

Unità VirtualiAbilitate di

Consumo (UVAC)

Caratterizzate dallasola presenza diunità di consumo(ad oggi tutte non

rilevanti)

Unità VirtualiAbilitate Miste

(UVAM)

Caratterizzate dallasola presenza di

unità di produzionenon rilevanti,

sistemi di accumuloe unità di consumo

Unità VirtualiAbilitate Nodali

(UVAN)

Caratterizzate dallapresenza di unità di

produzione«rilevanti conabilitazione

volontaria» e/o«non rilevanti» edunità di consumo;sottese alla stessa

rete AT

Unità Virtuali Abilitate (UVA)


UVAM

Le UVAM rilevano sia per la partecipazione a MSD sia per la partecipazioneai mercati dell’energia

Le UVAM includono i punti di immissione relativi a UP non rilevanti (inclusi i sistemidi accumulo assimilati ad UP) e i punti di prelievo relativi ad unità di consumo che:• siano inseriti nel medesimo contratto di dispacciamento di specifica stipula• siano localizzati in un unico perimetro geografico di aggregazione• per essi sia stata richiesta l’abilitazione alla presentazione di offerte in MSD• in relazione a essi non sia stato sottoscritto il contratto per il servizio di interrompibilità

Nel caso delle UVAM, la controparte per la fornitura delle risorse di dispacciamento è l’UdDtitolare del punto di dispacciamento sempre coincidente con il BSP


Le UVAN includono i punti di immissione relativi a UP oggetto di abilitazionevolontaria (inclusi sistemi di accumulo assimilati a UP) e i punti di prelievorelativi ad unità di consumo:• siano inseriti nel medesimo contratto di dispacciamento di specifica stipula• siano sottesi al medesimo nodo della rete di trasmissione nazionale• per essi sia stata richiesta l’abilitazione alla presentazione di offerte in MSD• in relazione a essi non sia stato sottoscritto il contratto per il servizio di interrompibilità

UVAN

Le UVAN rilevano sia per la partecipazione a MSD sia per la partecipazioneai mercati dell’energia

Nel caso delle UVAN, la controparte per la fornitura delle risorse di dispacciamento è l’UdDtitolare del punto di dispacciamento sempre coincidente con il BSP


Utente di Dispacciamento(UdD)

RuoliTerminologiaRegolamenti EU

Nella fase RDE-1 ogni unità di produzione e consumo può accedere a MSDesclusivamente per il tramite del proprio Utente di Dispacciamento anchenel caso di aggregati di unità

BalancingService Provider

(BSP)

BalancingResponsibleParty (BRP)

Fornitore del Serviziofornisce servizi di dispacciamento

al proprio gestore di rete

Responsabile delBilanciamento

responsabile del pagamento deicorrispettivi di sbilanciamento

Utente diDispacciamento

(UdD)*

Utente diDispacciamento

(UdD)*

*In alcuni casi UdD eBSP possono NONcoincidere


Requisiti all’Abilitazione 1/2

Il TSO ha definito i perimetri geografici di aggregazioneper la definizione delle UVA in coerenza con il modello di rete utilizzato dall’algoritmo

per la selezione delle offerte accettate su MSD


Requisiti all’Abilitazione 2/2

Cosa possono e devono fare le UVA e le UP rilevantioggetto di abilitazione volontaria?

Possono richiedere l’abilitazione anchesolamente per uno dei servizi previsti;

per i servizi articolati nelle modalità “asalire” e “a scendere”, deve essere

consentita la possibilità di abilitarsi allafornitura anche di una sola fra le due

modalità

Devono dotarsi di dispositivi idonei(Controllore Centrale di Impianto, soloper GD) a garantire l’integrazione delleunità nei sistemi di controllo del TSO

Sono sottoposte a una procedura diqualifica del TSO che consenta di

verificare l’effettiva fornitura del serviziodi dispacciamento abilitato; il TSO può

riservarsi la facoltà di effettuare unmonitoraggio della effettiva capacitàdell’UdD alla fornitura dei servizi per i

quali è abilitato

L’UdD deve dotarsi di un sistema diEnergy Management System permonitorare e controllare le risorse


In conclusione …

Condizione necessaria per partecipare a MSD per le UP non rilevanti e le UC èl’Aggregazione

Le Unità di Produzione Rilevanti non sono soggette all’Aggregazione

L’Aggregazione può comprendere, oltre a UP e UC, i sistemi di accumulo

L’AEEGSI individua nell’Utente di Dispacciamento o nel BSP la nuova figuradell’Aggregatore

Sia i soggetti rilevanti (in forma singola) che i soggetti non rilevanti (in formaaggregata) partecipano a MSD per mezzo dell’Utente di Dispacciamento


Delibera 583/2017: prossimescadenze

Entro il 11 dicembre 2017 il TSO propone all’Autorità almeno un progetto pilota relativoalla partecipazione a MSD delle unità di produzione rilevanti oggetto di abilitazionevolontaria (inclusi i sistemi di accumulo)

Entro il 9 aprile 2018 il TSO propone all’Autorità almeno un progetto pilota relativo allapartecipazione a MSD di UVAM caratterizzate dalla presenza sia di unità di produzioneoggetto di abilitazione volontaria (inclusi i sistemi di accumulo) sia di unità di consumo

Entro il 31 ottobre 2017, il TSO, previa consultazione con gli operatori corredata di unarelazione tecnica che spieghi e giustifichi le scelte adottate, invia all’Autorità unaproposta di aggiornamento del Codice di rete recante almeno:• la revisione dei requisiti di performance tecnica• la revisione delle modalità per l’abilitazione alla fornitura dei servizi di dispacciamento

su MSD• i requisiti tecnici per il servizio di riserva a salire


Struttura delle reti elettriche

Reti Elettriche

Reti Pubbliche

Reti utilizzateda Terna perl'erogazione

del servizio ditrasmissione

Rete ditrasmissione diTrasmissione

Nazionale(RTN)

Tratti di reti edi linee di

proprietà deisoggetti non

concessionari

Reti diDistribuzione

Rete diproprietà delle

impresedistributrici

Tratti di reti edi linee di

proprietà deisoggetti non

concessionari

DistribuzioneChiusi (SDC)

Reti Interned'Utenza (RIU)

Altri SDC(ASDC)


Punti di interconnessione e relativeanagrafiche 1/2

I SDC (incluse le RIU) fino al 2017

RIU/SDC

~~

A

AT/MT

MT/BT

MT/BT

Punto di interconnessione: il confinefisico, tra due reti elettriche, attraverso cuiavviene lo scambio fisico dell’energiaelettrica.

I punti di interconnessione tra la rete delSDC e la rete pubblica sono equiparati, afini regolatori, ai punti diinterconnessione fra reti didistribuzione e/o di trasmissione.

POD associato al cliente finale RIUPOD rilasciato dall’impresa distributriceconcessionaria competente associato alcliente finale RIU


Punti di interconnessione e relativeanagrafiche 2/2

I SDC (incluse le RIU) dal 2018

RIU/SDC

~~

A Punto interconnessione reti

AT/MT

MT/BT

MT/BT

1 2 3 4

65SEU

IT701E000000019POD rilasciato dal gestoredella RIU

IT001E00786322KPOD (POD virtuale) rilasciato dall’impresa distributrice

concessionaria competente associato ad un’utenzadella rete pubblica connessa alla RIU


Conclusioni

1. Prospettiva dell’aggregazione:• DSO <-> TSO (Osservabilità – Smartnet) – Aggregazione “tecnica”• Avvio progetti pilota del. 300/17 – Aggregazione “di mercato”• (Tele)gestione SDC -> Energy Community?

2. Temi di discussione:• Le risorse oggi non abilitate (in particolare FRNP e UCI) sono

risorse affidabili di dispacciamento?• “Rapporti” UdD/DSO?• Definizione Energy Community (EC)

3. Evoluzione market design tra EU e riforme nazionali• Nuovi modelli di gestione del sistema elettrico (DCO 354/13)• Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE)


Fabio ZanelliniDivisione Energy Management –Siemens SpA

Carlo ArrigoniDivisione Energy Management –Siemens SpA

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