Il 5 febbraio 2018 si è tenuto presso la sede di Milano del Comitato Elettrotecnico Italiano il Workshop IEC “Advanced Electric Network Operation in the Developed Electricity Market” del Market Strategy Board (MSB), organismo incaricato dalla IEC della identificazione delle principali tendenze tecnologiche e delle esigenze del mercato nei settori di attività, attraverso la definizione delle strategie di massimizzazione dei mercati primari e delle priorità per il lavoro di valutazione tecnica e di conformità della normativa internazionale, migliorando in questo modo la risposta della Commissione alle esigenze dei mercati innovativi e in rapido movimento.
Tale Workshop è stato preliminare alla riunione che si è svolta nei giorni seguenti (6–7 febbraio) della Task Force del MSB che sta elaborando un Libro Bianco (“White Paper”) sul tema, che verrà reso disponibile dalla IEC il prossimo ottobre, in occasione del General Meeting IEC che si svolgerà a Busan (Sud Corea).
Al Workshop hanno partecipato 26 rappresentanti di 9 Paesi dell’intero panorama mondiale del settore elettrico, elettronico ed energetico che hanno contribuito ad un vivace e animato scambio di opinioni in merito agli argomenti sul tavolo attraverso la messa in comune di interessanti proiezioni di slides opportunamente supportate dal contributo dei singoli autori.
Nel saluto di benvenuto, il Presidente del CEI Eugenio Di Marino è entrato subito nel merito dei temi oggetto del Workshop citando tre aspetti da considerare nella futura attività di normazione: il diverso approccio delle comunità nazionali e sovranazionali alle problematiche energetiche (ad es. la strategia dell’Unione Europea pubblicata nel 2015) con la graduale assunzione da parte dell’utente finale di un ruolo attivo nel funzionamento del sistema, il cambiamento climatico e lo sviluppo della tecnologia che ha già permesso in Italia la consistente penetrazione nella filiera elettrica dei sistemi di generazione utilizzanti fonti rinnovabili. L’ing. Di Marino ha quindi descritto lo stato di avanzamento in Italia della normativa tecnica a supporto del cambiamento in atto, cambiamento che avrà nella diversificazione dei sistemi di produzione, nell’obsolescenza degli impianti, nei bisogni dei consumatori e nell’impatto ambientale i principali fattori guida.
Dopo l’intervento di Peter Lanctot, Segretario dell’MSB, che ha brevemente inquadrato le attività in corso all’interno della IEC, il Coordinatore della Task Force Toshiro Takebe (TEPCO – JP), prendendo quale esempio le attività di smantellamento dell’impianto di Fukushima, l’impianto di produzione elettronucleare noto a tutto il mondo per i danni subiti a seguito del terremoto e maremoto verificatosi nel 2011 con il conseguente elevatissimo impatto ambientale ed economico- sociale, ha affrontato il tema della gestione dei sistemi elettrici avanzati in settori in forte sviluppo, indicando quale tendenza di sviluppo nell’industria elettrica mondiale il “modello 5D” (Deregulation, Decarbonization, Decentralization, Digitalization, Democratization). Dal modello di sviluppo proposto, che a fronte della liberalizzazione del mercato elettrico risponde con l’espansione delle energie rinnovabili distribuite nella rete elettrica e controllate attraverso un sistema di comunicazione ad alto livello, emerge la necessità di un elevatissimo grado di interoperabilità delle fonti di produzione connesse alla rete di distribuzione con la presenza attiva dell’utente (“prosumer”).
La prevista affermazione di nuovi modelli di business (Demand Response, Virtual Power Plan) rende necessario un adeguamento normativo a supporto dei cambiamenti in atto. Toschiro Takebe, a conclusione del suo intervento, ha infine illustrato una proposta di programma a seguire delle attività con la conclusione nella riunione plenaria finale nel mese di giugno 2018.
Scott Coe (Grid Optimize – US) ha fornito una visione complessiva del progetto in corso il cui obiettivo è sviluppare un documento di riferimento che, nella classica forma di “White Paper” in precedenza citata, contenga la terminologia comune da utilizzare nel nuovo campo del Demand-Side Resource (DSR) e provveda a fornire il quadro di riferimento per le nuove normative IEC e la relativa armonizzazione. Argomenti quali i nuovi criteri di esercizio delle reti elettriche a seguito della non programmabilità di produzione da fonti rinnovabili diffuse con la necessità dell’utente di spostare il funzionamento dei propri carichi nell’arco della giornata, richiederanno un notevole impegno non solo da parte dei Comitati Tecnici e di sistema dell’IEC, ma anche un coordinamento con gli altri organismi di normazione. Scott Coe, nel tracciare il piano delle attività, ha quindi rimarcato che i contenuti del documento finale dovranno tenere in considerazione sia il “modello 5D” ampiamente descritto nell’intervento precedente sia il differente approccio al tema delle Risorse Energetiche Distribuite (DER), ovvero della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e distribuite in micro unità produttive e dei sistemi di accumulo finalizzati a ridurre la dipendenza energetica dai combustibili fossili, nonché della partecipazione attiva dei clienti finali, passivi e attivi, al mercato dell’energia e/o dei servizi su vasta scala di altri soggetti (DR- Demand Response).
Luca Lo Schiavo (ARERA – Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) ha illustrato ampiamente ai partecipanti al Workshop l’esperienza italiana nel settore elettrico che per legge è oggetto di regolazione. Partendo dallo sviluppo della liberalizzazione del mercato e dalla graduale separazione della filiera elettrica, in precedenza verticalmente integrata, nelle fasi di produzione, trasmissione, distribuzione e vendita, l’Autorità di regolazione in Italia sta attualmente operando per consentire l’implementazione delle raccomandazioni dell’Unione Europea riguardanti l’adozione di strumenti e normative che rendano possibile interoperabilità tra gli utenti finali e le terze parti operanti nel mercato e l’introduzione di un sistema di regolazione che favorisca l’utilizzo efficiente dell’energia elettrica (value for money of users). In Italia, considerata la significativa partecipazione di energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili alla copertura del diagramma di carico giornaliero (8% circa mediante fotovoltaico), si rende necessaria una particolare attenzione del Regolatore a nuovi fenomeni quali il dispacciamento in un mercato competitivo, il “ritorno di energia” dalla rete di distribuzione alla rete di trasmissione, l’attitudine della generazione distribuita a sopportare le variazioni di frequenza che si verificano nel sistema elettrico in caso di guasto. Nella trasformazione in atto, incentrata sulla competizione tra regolazione e innovazione, ARERA considera prioritario lo sviluppo di “progetti pilota” su casi reali rappresentativi, rispondenti a criteri di efficacia-efficienza, corredati di regole chiare e definite, attraverso la ricerca e l’intervento dell’industria del settore. Le aree di interesse sono le smart grids, lo smart metering, la mobilità elettrica e i sistemi di accumulo (connessi sia alla rete di trasmissione nazionale sia alla rete locale di distribuzione). Per ognuno di questi campi applicativi, l’ing. Lo Schiavo ha esposto i risultati ottenuti anche in termini di costi-benefici e gli sviluppi previsti di cui in alcuni casi è già stata avviata la fase di “produzione” (ad es. lo smart metering di 2a generazione).
Giorgio Maria Giannuzzi (Terna Rete Italia) ha presentato la visione dell’operatore della rete di trasmissione in Italia in merito agli sviluppi nella gestione avanzata delle reti elettriche. Partendo dalla fotografia della situazione attuale con circa 29 GW di potenza installata proveniente da fonte rinnovabile, di cui 9,4 MW eolica (con 96% P> 1 MW) e 19,3 MW solare (con 80% P< 12 kW), il funzionamento del sistema elettrico nazionale “soffre” i seguenti aspetti critici: congestione di rete, limitata capacità di regolazione, ridotta inerzia del sistema, difficoltà di esercizio in condizioni di minimo carico. Per reagire a questa condizione Terna a partire dal 2012 ha avviato una serie di progetti riguardanti due tipologie di soluzioni entrambe utilizzanti batterie: la prima, che utilizza accumulatori agli ioni di litio o nichel cloruro di sodio o a flusso, adatti per sistemi di potenza e destinati ad incrementare la stabilità; la seconda, che utilizza accumulatori sodio zolfo, prevista per compensare l’indisponibilità di energia elettrica da fonte eolica. Queste soluzioni impiantistiche sono rese efficaci attraverso un complesso sistema di controllo e gestione dove confluiscono informazioni riguardanti il funzionamento dei principali componenti della rete e che provvede in base alle previsioni meteo a ottimizzare in tempo reale il funzionamento del parco di generazione. La criticità riconducibile ai transitori di frequenza ha invece richiesto un intervento di adeguamento del campo di variazione della frequenza per tutti i generatori connessi alla rete di distribuzione, in funzione sia della taglia di potenza che della data di messa in servizio. Con riferimento agli altri temi di principale interesse nella gestione delle reti elettriche quali l’osservabilità e la controllabilità, la difesa e il ripristino, l’inerzia, la potenza di corto circuito e i transitori di sovra frequenza, l’ing. Giannuzzi ne ha esaminato le criticità riconducibili ai cambiamenti in atto e ha messo in evidenza gli interventi normativi ad oggi adottati per consentire il corretto funzionamento del sistema (Allegati A.17, A.68, A.70 e A.72 pubblicati da Terna e Norme CEI 0-16 e 0-21).
Adam Sims (National Grid – UK) ha trattato dal punto di vista del Regno Unito l’argomento Demand Side Response già illustrato in alcuni precedenti interventi. Fermo restando che gli aspetti tecnici di base sono gli stessi, nell’esperienza inglese, anche per l’elevato livello di liberalizzazione e regolazione del mercato e il notevole grado di digitalizzazione ad oggi raggiunti, operano attualmente diverse aziende e operatori elettrici tra loro aggregati e con un ruolo attivo nella gestione in tempo reale degli impianti, mentre è in fase di sviluppo un piattaforma per la gestione dei servizi di rete. Per la Demand Response, ovvero per consentire all’utente finale di diminuire la richiesta di energia elettrica e in tal modo ridurre i propri costi energetici, per contenere la propria impronta energetica e per prevenire i blackout, sono previsti due nuovi modelli di mercato: il primo basato sul “picco stagionale” a tariffa fissa dipendente dalla richiesta in determinati orari e in periodi definiti in cui si verifica la punta di carico, opportunamente corretta con la riduzione del prelievo o l’aumento di fornitura da adottare per ridurre la tariffa annua finale applicata; il secondo che prevede il servizio di bilanciamento attraverso il controllo della frequenza, la gestione delle perdite di generazione con la messa a disposizione di energia di riserva e il differimento del carico nell’arco nella giornata in funzione della disponibilità di energia rinnovabile.
Hans Vandenbroucke (Elia – BEL) ha sviluppato il tema, posto dai gestori delle reti, riguardante la necessità di aumentare la flessibilità nella richiesta di carico a fronte dell’aumento della produzione non programmabile tipica delle energie rinnovabili. A questo reale bisogno ha risposto l’Unione Europea con la pubblicazione dei Codici di Rete che costituiscono il pacchetto normativo a livello europeo di riferimento per la connessione alle reti, l’esercizio delle reti e il mercato dei servizi necessari per il funzionamento delle reti. Dopo avere richiamato gli articoli che nelle linee guida europee definiscono la Demand Response (DR), per affrontare il cambiamento è stato proposto che i TSO (gli operatori dei sistemi di trasmissione) e i DSO (gli operatori dei sistemi di distribuzione) congiuntamente si adoperino per consentire l’accesso al mercato del consumatore-produttore (prosumer) favorendo l’aggregazione nella DR, garantendo nel frattempo il funzionamento “sicuro” della rete. Per fare ciò, bisogna disporre di tecnologie neutrali (smart design) e promuovere una struttura dinamica dei prezzi con il supporto di norme che agevolino l’accesso al mercato dei nuovi soggetti. Hans Vandenbroucke, esaminati gli aspetti connessi all’impatto della DR sull’attività del bilanciamento di rete che in un mercato aperto vedrà l’introduzione delle nuove tecnologie (sistemi di accumulo), l’ingresso di nuovi attori e la gestione di questa attività tutti i livelli di tensione, ha presentato l’esperienza di Elia nelle prime sperimentazioni a livello europeo nel mercato dei sevizi di rete.
Gianluca Sapienza (e-distribuzione) ha esposto le azioni che il principale soggetto distributore in Italia ha realizzato negli ultimi 15 anni, dal telecontrollo e l’automazione delle rete elettrica di media tensione con la rappresentazione in tempo reale dello stato degli impianti e la selezione e messa fuori servizio automatica del tronco guasto di rete, alla digitalizzazione dell’intera rete di distribuzione in bassa tensione fino all’esercizio della medesima rete nei nodi abilitati. In particolare, è stata descritta la soluzione integrata adottata per l’automazione della rete e per la regolazione della tensione nelle cabine primarie AT/MT.
In merito allo sviluppo delle tecnologie di accumulo, Giorgio Crugnola (FZsonick) ha ripreso alcuni dei temi in precedenza trattati tra i quali la necessità di procedere nella riduzione delle dipendenza dai combustibili fossili e la partecipazione al mercato dell’utente finale come consumatore, produttore e accumulatore. A tale scopo è necessario costruire sistemi tariffari altamente flessibili, rappresentativi dei reali costi sostenuti, basati sull’utilizzo di sistemi di misurazione “intelligenti” e con la partecipazione di “comunità locali” (associazioni, cooperative, organizzazioni senza scopo di lucro) nelle attività di produzione, distribuzione e aggregazione, comunque soggette alle regole ordinarie di funzionamento del mercato. In questo scenario diventa determinate il cliente attivo che oltre a essere consumatore finale può immagazzinare e vendere l’elettricità rinnovabile generata all’interno dei propri locali, siano essi adibiti ad abitazione in fabbricati residenziali oppure situati in aree commerciali, purchè in quest’ultimo caso il ruolo di “prosumer” non costituisca la principale area di affari. La forma giuridica di queste comunità locali dovrebbe garantire la partecipazione maggioritaria ai soggetti presenti sul territorio (cittadini, autorità, piccole aziende operanti nel campo della produzione di energia rinnovabile), mentre la capacità di generazione installata dovrebbe essere limitata entro un fronte temporale definito (18 MW in 5 anni).
In conclusione, Giorgio Crugnola ha ricordato l’impegno rispettivamente dell’IEC, nella pubblicazione di normative a supporto del cambiamento in corso in particolare con il TC 21 “Secondary cells and batteries” per le batterie ricaricabili e il TC 120 “Electrical Energy Storage (EES) Systems” per i sistemi di accumulo di elettricità, e del CEI, con il CT 316 “Connessione alle reti elettriche di distribuzione Alta, Media e Bassa Tensione” con la pubblicazione delle Norme CEI 0-16 e 0-21, già citate nei precedenti interventi.
A chiusura dei lavori, Toshiro Takebe ha riconfermato il “modello 5D” (Deregulation, Decarbonization, Decentralization, Digitalization, Democratization) quale riferimento per l’evoluzione nel funzionamento dei sistemi elettrici, cambiamento che necessariamente richiederà all’IEC l’adeguamento del corpo normativo ai nuovi scenari. Il “White Paper”, che verrà redatto a conclusione dei lavori, conterrà le linee guida per la futura attività dell’IEC.
Non è mancato infine il sincero apprezzamento dei partecipanti per l’efficacia e la concretezza che i relatori hanno messo in atto per la riuscita del workshop.
L’Italia, oltre che il CEI, ha avuto una bella occasione per mettere in mostra le sue competenze più avanzate nelle discipline elettriche e l’ha sfruttata pienamente.
