L’evoluzione delle norme di connessione · • Uno o più impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della rete di distribuzione dopo la disconnessione dal resto del sistema

L’evoluzione delle norme di connessioneMaurizio DelfantiPolitecnico di MilanoDipartimento di Energia

Venerdì 21 Dicembre 2012

AEIT-TAA, Trento - 21/12/12

2La generazione diffusa

• Sfruttamento di fonti energetiche rinnovabili (FER) diffuse sul territorio reso necessario dalla crescente attenzione ambientale (20-20-20)

• Ciascuno stato membro dell’Unione Europea ha istituito incentiviin Italia, i Certificati Verdi per tutte le FER, e il Conto Energia per il

fotovoltaico.

• Le FER non sono concentrate, ma diffuse sul territorio: servono impianti di taglia media e piccola, raramente connessi in AT (eolico). Più spesso connessi in MT o in BT: Generazione Diffusa (GD)

• La Generazione Diffusa (GD): si interfaccia con la rete di distribuzione, in media tensione (MT) o in bassa tensione (BT), < 10 MW


…la velocità con cui i sistemi elettrici evolvonoè impressionante…

• Italia, Germania, Francia e Spagna al momento hanno i maggiori quantitativi di fotovoltaico installato

• Report ENTSO-E: Italia e Germania sono i paesi a maggior impatto che non garantiscono la tenuta della GD per transitori di frequenza

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+45%rispetto target PAN FV 2020

• L’incremento èesponenziale, con gradiente medio, per il fotovoltaico, di circa 50 MW/giorno (ITA)

• Previsioni per il 2015:circa 23000 MW di fotovoltaico;circa 9600 MW di eolico


…e del tutto imprevedibile 4

550 MW di FV installato in questa regione in

un anno (fonte GSE)

Regione MARCHEPotenza di trasformazione AT/MT [MW]

(fonte TERNA)


Saturazione di rete:dati TICA e Enel Distribuzione

• In Italia ci sono aree critiche, dove l’accesso alla rete è difficile.

• In bordeaux sono indicate le aree per cui Pimm – Pcmin > 0,9*Pn;

• In arancione sono indicate le aree per cui Pimm > Pcmin;

• In giallo sono indicate le aree per cui Pimm > 0,5*Pcmin;

• In bianco sono indicate le aree non critiche.

Pcmin: potenza di carico dell’area nel quarto d’ora in corrispondenza del picco minimo regionale

Pn: somma delle potenze di tutti i trasformatori AT/MT delle CP cui l’area è sottesa

Pimm: somma delle potenze in immissione richieste (preventivi inviati ai richiedenti)

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Inversione di flusso:dati Enel Distribuzione

• L’inversione di flusso si ha in una percentuale significativa di trasformatori

AT/MT (ogni Cabina Primaria - CP - ha mediamente due trasformatori )

• La situazione sta peggiorando anche in BT;

• Presto, molte Cabine Secondarie (CS) funzioneranno in inversione di

flusso

Fonte: Enel Distribuzione

9% 7%

Trafo AT/MT Inversione di flusso > 1% delle ore di funzionamento annue

Inversione di flusso > 5% delle ore di funzionamento annue

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• La rete di distribuzione non è stata progettata per raccogliere energia della GD (energia ‘dal basso verso l’alto’: BT MT AT)

• Questa condizione può verificarsi per poche ore dell’anno:fino a quando la GD è poca, e il carico prevale, tutto funziona come prima

• Quando la GD supera il carico, si ha la cosiddetta inversione di flusso:a livello di trasformazione AT/MT (CP) problemi per SPI

a livello di singola linea MT problemi per SPI e profilo di tensione

• La GD altera l’esercizio in sicurezza del sistema elettrico di trasmissione non è garantito il funzionamento continuativo a fronte di variazioni anche minime

della frequenza nella rete AAT e AT

Perché la GD complica lagestione delle reti elettriche?

7


Come si comporta oggi la GD:Dispositivo Di Interfaccia

8

La GD sulle reti di distribuzione è dotata di un dispositivo che la disconnette in

caso di perdita di rete, su comando del Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI).

Tale sistema dispone esclusivamente di informazioni di tipo locale (V;f).

Regolazioni ad elevata sensibilità con problemi a livello locale e di sistema:

•diversi utenti sono soggetti a scatti intempestivi del SPI per guasti esterni;

•il SPI non può distaccare la GD se Pc~Pg (isola indesiderata)

•in emergenza RTN tutta la GD rischia di staccarsi istantaneamente, facendo

mancare il suo apporto al sistema elettrico…aumenta il rischio black-out

blackout 2006: persi 2000 MW di GD in retequanta GD in rete al 2020 siamo disposti a perdere?GD oggi a rischio in caso di perturbazioni RTN/UCTE: oltre 10 GW

• Servono soglie più larghe: TERNA (A70) impone (47,5 ÷51,5) Hz

• In tutta Europa, ENTSO-e…

ATTUALE SPI NON AFFIDABILE


• Per prevenire l’islanding sulle reti di

distribuzione, i sistemi di protezione

di interfaccia (SPI) sono regolati con

soglie restrittive (f;V)

• Rispetto al normale funzionamento

(50 Hz) si possono talvolta

presentare dei disturbi (anche per

guasti in centro Europa…)

• In caso di separazione dalla rete

continentale (scatto delle linee di

interconnessione), la frequenza del

sistema italiano potrebbe scendere

(ad es. a 49 Hz)

5049 51

5347

Hz

La stabilità della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN)

9


• Il SPI della GD (che ha superato

10.000 MW) scatta non appena

la frequenza scende sotto a

49,7 Hz

• Tutta la GD rischia di staccarsi

istantaneamente, facendo

mancare il suo apporto al

sistema elettrico…

…aumenta il rischio black-out

• Servono soglie più larghe:

TERNA (A.70) impone 47,5 ÷51,5 Hz

• In tutta Europa, ENTSO-e…

5049 51

5347

Hz50

49

5347

Hz

La stabilità della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN)

10


• Uno o più impianti di GD continuano ad alimentare una porzione della

rete di distribuzione dopo la disconnessione dal resto del sistema in

seguito di:

un guasto (apertura dell’interruttore a inizio

linea o di un IMS lungo linea);

una apertura intenzionale (manutenzione).

• Il fenomeno dell’islanding comporta problemi:

sulla qualità dell’alimentazione;

sulla sicurezza di funzionamento della rete;

sulle procedure di ricerca selezione guasti;

sulla ripresa del parallelo.

L’isola indesiderata

SPI

49,7 Hz

CabinaPrimaria

AT/MT

Pc = 2 MW47,5

PG = 2 MW

49,7

51,5

50

Hz

50,3 Hz

50,3

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La GD che funziona in isola:un problema per il DSO

Il funzionamento in isola si distingue in:

Isola su rete dell’Utente (sempre ammessa):

quando l’impianto di produzione dell’Utente alimenta

l’intera propria rete, o parte di essa, quando è

separata dalla rete del Distributore

Isola su rete del Distributore (mai ammessa):

quando l’impianto di produzione dell’Utente alimenta

l’intera rete o parte dalla rete del Distributore

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…a cui si aggiungono altri nuovi problemi

• Ridotta la capacità regolante del sistema elettrico

• Modificato l’effetto dell’alleggerimento (EAC) tra notte e giorno

(difficilmente quantificabile la quota sottoposta ad alleggerimento)

• GD non monitorata in tempo reale (DSO Terna)

• Assente/difficile la previsione sul breve-medio termine (DSO Terna)

• Non prevista la regolazione di P attiva in sovra (-sotto?) frequenza

• Non previsti criteri di riconnessione automatica

• Non prevista l’insensibilità a transitori di tensione

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14L’unica soluzione possibile……il passaggio alle smart grid

• Le modalità di protezione, controllo, gestione della rete di distribuzione

non sono quindi adeguate: serve una RIVOLUZIONE CONCETTUALE

• Smart grid strutture e procedure operative innovative in grado di:

mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità del sistema;

migliorare la gestione della GD e il controllo del carico;

promuovere l’efficienza energetica e un maggiore coinvolgimento

degli utenti finali (anche VE) nel mercato elettrico.


…attraverso un percorso a livello europeo e nazionale

1. L'evoluzione delle reti di trasmissione a livello continentale

(codice europeo, ENTSO-E) dimensione internazionale

2. L'evoluzione delle reti di distribuzione a livello continentale

(Technical Specification, CENELEC) dimensione internazionale

3. L'evoluzione delle regole di connessione a livello nazionale

Allegato A.70 e A.72 di TERNA dimensione nazionale;

nuova CEI 0-21 e CEI 0-16 dimensione nazionale

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1. L'evoluzione delle regole a livello continentale:Grid Code ENTSO-E voluto dalla Commissione Europea

• Le iniziative nazionali hanno sinora prevalso rispetto a quelle a livello EU:la Germania ha per prima introdotto un nuovo codice di rete per impianti in MT e AT (BDEW 2008), seguito da linee guida per la BT (VDE-AR-N 4105);l’Italia ha seguito un percorso simile, partendo prima dalla BT (CEI 0-21);la Spagna ha esteso anche al FV i requisiti di supporto alla rete adottati per le installazioni eoliche (P.O. 12.3);altri paesi seguiranno a breve lo stesso percorso...

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• Intanto, ENTSO-E il 13 Luglio ha sottoposto ad ACER un nuovo codice di rete europeo (RFG) “Requisiti per la connessione alla dei generatori”

• ACER, pur avendone riconosciuto l’importanza (sicurezza del sistema, mercato interno dell’energia e cross-border), il 14 Ottobre lo ha bloccato richiedendo maggiori approfondimenti (requisiti non esaustivi, ad es. LVFRT, reg. V, etc.)


TC8X/WG3Requirements for connection of

generators to distribution networks

TF 1Frequency related/active

energy

TF 4Protection including LOM

and Reconnection

TF 3Power quality

TF 2Voltage related reactive energy / active Energy

TC8X WG3 Organization

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2. L'evoluzione delle regole a livello continentale: TS del CENELEC

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• Una prima versione della Technical Specification (non vincolante a livello nazionale) sarà a breve al voto dei vari Comitati Tecnici


3. L'evoluzione delle regole in Italia:il DM 5 maggio 2011 (IV Conto Energia)

REQUISITI SMART !!!

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3. L'evoluzione delle regole in Italia:le azioni intraprese dal TSO (già da fine 2011)

Due nuovi Allegati al Codice di Rete sono dedicati alla GD:

•Allegato A.70 (approvato da AEEG, Del. 84/2012/R/eel – 8 Marzo 2012);

estende alcune prescrizioni previste per gli impianti connessi in AT anche alla

GD (fotovoltaico ed eolico) connessa alle reti MT e BT;

nuovo SPI con soglie larghe e sistema di discriminazione tra eventi di

sistema ed eventi locali (relè a sblocco voltmetrico);

prevede il retrofit per la GD esistente (MT, P>50 kW)

•Allegato A.72 (approvato da AEEG, Del. 344/2012/R/eel – 2 Agosto 2012);

disconnessione, per motivi di sicurezza del SEN, della GD (fotovoltaico ed

eolico MT, P>50 kW, solo immissione) su comando del TSO

DG_TEL: GDR connessa con linee dedicate il cui distacco è attuabile da

remoto dal DSO, su richiesta di Terna, in < 30 min;

DG_PRO: il distacco è attuabile dal Titolare su richiesta…

…qualche novità nella CEI 0-16:2013…

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• Le Regole Tecniche di Connessione MT e BT (CEI 0-16 & CEI 0-21)

sono in corso di revisione (su mandato AEEG) per includere le

prestazioni richieste dall’A.70, dall’A.72 e dal IV e V Conto Energia.

• La CEI 0-16:2013 (ora in inchiesta pubblica) prevede funzioni innovative

basate anche su comunicazione tra DSO e GD:

SPI con soglie larghe, sblocco voltmetrico, segnale di telescatto;

regolazione di tensione attraverso unità di GD, basata su logica

locale o comando del DSO (logica centralizzata, set-point di Q);

regolazione frequenza/potenza LFSM-O;

LVRT & OVRT;

limitazione della GD su comando del TSO/DSO con un modem

GSM/GPRS che apre il DDI (applicazione A.72 in tempo reale!)

203. L'evoluzione delle regole in Italia:le azioni intraprese dal CEI (durante il 2012)


Le modalità di applicazione dell'A.70:la Delibera 84/2012/R/eel

(Fonte: www.enel.it/it-IT/reti/enel_distribuzione/produttori_delibera_84_2012/)

Casi Tensione della retePeriodo di entrata in

esercizio dell’impianto connesso alla rete*

Prescrizioni da rispettare

a) MT Dal 01/04/2012 al 30/06/2012

Impianto conforme all’Allegato A.70 (solo par. 5 e 8)

b) MT Dal 01/07/2012 al 31/12/2012

Impianto conforme all’Allegato A.70 (interamente)

c) MT Dopo il 31/12/2012Impianto conforme all’Allegato A.70

(interamente) e certificato ai sensi della norma CEI 0-16 modificata

d) BT Dal 01/04/2012 al 30/06/2012

Impianto conforme all’Allegato A.70 (par. 5 come derogato dall’art. 4.1.d della delibera 84/2012/R/EEL – taratura della protezione

di frequenza 49-51 Hz)

e) BT Dal 01/07/2012 al 31/12/2012

Impianto conforme all’Allegato A.70 (interamente ad eccezione del par. 7.2.1) e

norma CEI 0-21 modificata (interamente ad eccezione del par. 8.5.1)

f) BT Dopo il 31/12/2012

Impianto conforme all’Allegato A.70 e certificato ai sensi della norma CEI 0-21

modificata (entrambi applicati interamente)

g) MT (con potenza nominale > 50 kW) Entro il 31/3/2012 Impianto da adeguare all’Allegato A.70

(solo par. 5 e 8) entro il 31.03.2013

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Stabilità del SEN:campi di funzionamento in tensione e frequenza

• Definiti, per tutti i livelli di tensione, i limiti di funzionamento

85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn

47,5 Hz ≤ f ≤ 51,5 Hz

• I limiti sono inderogabili per garantire la sicurezza del SEN

• Processo in corso in maniera analoga in altri paesi (Germania, Spagna…)

• Il retrofit è un punto critico per tutti

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Compatibilità delle protezioni con le esigenze di sistema: criteri di selettività delle protezioni

• OBIETTIVO: prevenire che la regolazione ed il funzionamento delle protezioni di interfaccia interferiscano negativamente con il bilanciamento del sistema elettrico nazionale.

• Per minimizzare tali effetti le predette protezioni devono essere in grado di garantire:

il distacco selettivo della GD soltanto per guasti sulle reti MT, quando il guasto insiste sulla stessa linea su cui sono collegati i generatori;il mantenimento in servizio della GD per perturbazioni di sistema con variazione transitoria della frequenza;limitare la probabilita di creazione di isole di carico in caso di apertura del tronco in MT.

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Protezione 81V (relè di frequenza a sblocco voltmetrico)

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Soglie permissive (47,5 ÷ 51,5) Hze telescatto per la GD

CP

PC≅ PG

PC≅ PG

DDI

SPI

UT.1

RICH. OK53

5049 51

47

Hz

PC = 2 MW

0 MW

Vi>

Vd <

V0> 50,3 Hz

49,7 Hz

PGD= 2 MW

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DDI

SPI

51,5 Hz

47,5 HzUT.1

RICH. OK53

5049 51

47

Hz

PC = 2 MW

0 MW

PGD = 2 MW

• Il sistema di comunicazione garantisce la gestione e l’affidabilità nel distacco

o nel mantenimento in linea della GD: migliora le prestazioni dell’intero

sistema (non come nei recenti blackout…)


Sulle reti attuali si sono già verificate condizioni di sovratensione:• uno o più impianti di GD portano la tensione a valori eccessivi nel punto di

connessione (sono distaccati dalla rete per effetto del SPI)• il fenomeno accade quando la GD supera il carico (inversione di flusso)

Regolazione di tensione:limiti violati quando la GD supera il carico

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Immettere potenza reattiva per ridurre la tensione

∆V = RL I’inv cosϕ – XL I’inv sinϕ

Cosϕ = 0,90 (P e Q)

Vrete

Vinv

Iinv

φ=0

VR

VX

RL XL

P, QVinvVrete

Iinv

Cosϕ = 1 (solo P)

Vrete

VinvVRϕφ

VX

I’inv

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1. Servizi di rete:partecipazione della GD al controllo della tensione

• Erogazione automatica di potenza reattiva secondo una curva caratteristica

cos φ =f(P)L’assorbimento ed erogazione della potenza reattiva, in questi casi, è finalizzato alla limitazione delle sovratensioni/sottotensioni causate dal generatore stesso a seguito della immissione di potenza attiva

• Erogazione/assorbimento automatico di potenza reattiva secondo una curva

caratteristica Q = f(V)La GD deve consentire anche l’erogazione/assorbimento di potenza reattiva secondo funzioni di regolazione in logica locale basate sul valore della tensione di rete letta ai morsetti di uscita secondo curve caratteristiche Q = f(V)

• Regolazione centralizzataSarà inviato un segnale di livello di Q da erogare da parte della GD nei limiti della proprie capability.

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• Limitazione di P per valori di tensione prossimi al 110 % di UnAl fine di evitare il distacco del generatore dalla rete per valori di tensione prossimi al 110%, deve essere possibile prevedere la limitazione automatica della potenza attiva immessa in funzione della tensione

• Limitazione di P per transitori di sovra-frequenza originatisi sulla reteÈ richiesto che la GD attui una opportuna regolazione locale in diminuzione della potenza attiva in modo da contribuire al ristabilimento della frequenza nominale

2. Servizi di rete:regolazione della potenza attiva

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• Aumento di P per transitori di sottofrequenza originatisi sulla rete (prescrizione allo studio)Al fine di contribuire al ristabilimento della frequenza nominale in presenza di transitori di sottofrequenza sulla rete, ai i gruppi di generazione potrebbe essere richiesta una regolazione locale in aumento della potenza attiva

2. Servizi di rete:regolazione della potenza attiva

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• Limitazione di P su comando esterno proveniente dal DistributoreSarà inviato un opportuno segnale di livello di potenza attiva da limitare da parte dell’unità GD.


• Al fine di sostenere la tensione durante un cortocircuito in rete, alle unità di produzione potrebbe essere richiesto di immettere corrente reattiva induttiva durante il buco di tensione provocato dal cortocircuito

• Gli impianti di generazione non solo dovranno rimanere connessi alla rete in caso di cortocircuiti ma dovranno anche:

sostenere la tensione erogando corrente reattiva induttiva;a guasto rimosso, non assorbire dalla rete potenza reattiva superiore a quella prelevata prima del guasto.

• Il servizio è richiesto in relazione a tutti i guasti che, per posizione o per tipo, sono in grado di provocare un abbassamento della tensione di sequenza diretta sulla rete MT ovvero:

cortocircuiti sulla reti AAT ed AT di tipo trifase, bifase netto, bifase con terra e monofase;cortocircuiti sulla rete MT di tipo trifase, bifase netto e bifase con terra.

• Nessuna iniezione di corrente reattiva deve essere prevista in caso di guasto monofase a terra sulla rete MT.

3. Servizi di rete:sostegno alla tensione durante un ctocto (allo studio)

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• La prescrizione si applica ai generatori eolici e statici di potenza maggiore o uguale a 100 kW.

• Tali generatori, su richiesta del DSO, devono consentire il supporto di servizi di teledistacco con riduzione parziale o totale della produzione per mezzo di telesegnali inviati da un centro remoto.

Nella prospettiva delle smart grid le modalità di invio del segnale saranno effettuate tramite un sistema di comunicazione “always on”. Nel periodo transitorio, la partecipazione ai piani di difesa avviene attraverso un sistema GSM/GPRS.

• Il servizio mira a risolvere sia criticità di rete insorte nel livello di tensione MT, individuate e governate dal DSO, sia criticità riferibili alle reti di livello superiore (AT ed AAT) gestite dal TSO.

• Le modalità di teledistacco possono essere di tipo:pianificato (modalità lenta) situazioni di sovratensione; congestioni sulla rete primaria; insufficiente capacità regolante del SEN; manovra del DSOcon intervento immediato (modalità rapida) eventi di rete a dinamica rapida.

4. Servizi di rete:partecipazione ai piani di difesa

32


4. Servizi di rete:partecipazione ai piani di difesa

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5. Servizi di rete:insensibilità agli abbassamenti di tensione

• Per evitare che si verifichi l’indebita separazione dalla rete in occasione di

buchi di tensione conseguenti a guasti, l’impianto di produzione deve

soddisfare opportuni requisiti funzionali, che in letteratura internazionale sono

indicati con l’acronimo FRT (Fault Ride Through).

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‐100 0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

Zona di distacco ammesso

Tempo (ms)

Tensione

(% Vn)

Caratteristica OVRT

Caratteristica LVRT

2200

2300

0,85

1,15

1,25

Caratteristica OVRT

Caratteristica LVRT


Zona di distacco non ammesso

1,15

0,85


Impianti statici


• Per il controllo del SEN sia in fase predittiva che in tempo reale, servono per ogni CP, sia dati previsionali sia telemisure in tempo reale della potenza attiva e reattiva, differenziate per aggregato:

carico; generazione differenziata per fonte; totale di CP.

• Sono esigenze già riportate dal 2009 nei RdE relative alle CP di raccolta (servono per il controllo delle FER); sono inoltre coerenti con la regolamentazione ENTSO-E attualmente in fase d’inchiesta.

• Sono in linea con le prospettive in materia di dispacciamento (DCO 35/2012) che pone vincoli di sbilanciamento anche alla GD.

Esercizio in presenza di FER:dati necessari ai fini del controllo del SEN

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Capitolo 6

Allegato A.70

(implementazione in corso)


Qualche spunto di riflessione:prospettive per le reti di distribuzione

• Le reti di distribuzione mutano profondamente, verso le smart grid:i progetti pilota servono per indirizzare lo sviluppo estensivo

• La velocità di evoluzione dei sistemi elettrici in questo periodo storico èdecisamente elevata («unprecedented»)

ENTSO-E, codice europeo per i generatori (RfG)avvento dei veicoli elettrici (ormai sul mercato…)regole di gestione delle reti e di connessione (Del. 84; allegato A.70; CEI 0-21 da luglio; futura CEI 0-16 a fine anno): sperimentazione di sistemi di accumulo (Del. 199/11)nuove prospettive per il dispacciamento delle FER

• La capacità di reazione mostrata dal sistema Italia rispetto alla tempesta in atto ha condotto a una situazione di assoluta avanguardia

• Verso un nuovo ruolo delle imprese di distribuzione nella gestione delle reti con massiccia presenza di GD

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dimensioneinternazionale

dimensione

nazionale


GRAZIE PER L’ATTENZIONE!

(comments are welcome)

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