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Possibili modalità innovative di approvvigionamento delle
risorse per il servizio di dispacciamento da FRNP e GD
Studio allegato al DCO 354/2013/R/eel
Maurizio Delfanti, Valeria Olivieri
Politecnico di Milano
Dipartimento di Energia
Giovedì 6 Febbraio 2014
Milano - 06/02/2014
Indice del documento
• Capitolo 1
INTRODUZIONE
• Capitolo 2
RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO (ASSETTO ATTUALE)
• Capitolo 3
FRNP E DISPACCIAMENTO
• Capitolo 4
NUOVI SERVIZI PER IL DISPACCIAMENTO
• Capitolo 5
MODALITÀ INNOVATIVE DI APPROVVIGIONAMENTO DELLE
RISORSE PER IL DISPACCIAMENTO
2
Milano - 06/02/2014
Risorse per il dispacciamento:
partecipazione delle FRNP alla gestione del sistema
• Le risorse per il dispacciamento, oltre che dalle unità convenzionali,
possono essere fornite direttamente da:
FRNP connesse alla RTN;
GD (FRNP e non) connessa alle reti di distribuzione;
(in prospettiva) dal carico MT e BT;
(in prospettiva) sistemi di accumulo dell’utente, del TSO o del DSO.
• Le risorse per il dispacciamento possono essere suddivise in:
requisiti/obblighi di natura tecnica servizi che le FRNP e la GD dovrebbero
garantire per connettersi alla rete, per un funzionamento del complessivo sistema
sicuro ed affidabile alcune prescrizioni già fornite (Grid Code; CEI 0-16; CEI 0-21);
servizi di mercato servizi necessari a gestire le congestioni della rete rilevante, a
predisporre adeguata capacità di riserva, e a garantire l’equilibrio tra immissioni e
prelievi anche in tempo reale
• Possono essere utilizzate dal TSO o dal DSO gestire correttamente la rete e far fronte a
problemi di natura globale risorse di sistema
problemi di natura locale risorse locali
3
Milano - 06/02/2014
Risorse per il dispacciamento:
prescrizioni tecniche (requisiti/obblighi) 4
Risorsa Tipologia Servizio di sistema
(TSO)
Servizio locale
(DSO)
Risorse per la
riserva primaria di
potenza
Requisito/obbligo di
natura tecnica entro una
certa banda
Servizio di mercato per
maggiore capacità
SI
Correggere lo squilibrio
istantaneo tra produzione e
carico (anche inerzia sintetica)
Partecipazione
alla
rialimentazione
del sistema
elettrico
Requisito/obbligo di
natura tecnica
SI
Piani di riaccensione
Disponibilità
all’utilizzo del
telescatto
Requisito/obbligo di
natura tecnica
SI
Ristabilire il funzionamento in
sicurezza N-1
SI
Risolvere sovraccarichi di rete
qualora le risorse per il
bilanciamento non fossero
sufficienti o sia necessaria
un’azione più rapida
Funzionamento in
isola di porzioni di
rete
Requisito/obbligo di
natura tecnica
SI
Migliorare esercizio di reti con
frequenti interruzioni
prolungate estese
Milano - 06/02/2014
Risorse per il dispacciamento:
servizi di mercato 5
Risorsa Tipologia Servizio di sistema (TSO) Servizio locale(DSO)
Risorse in fase di
programmazione Servizio di mercato
SI
Eliminare congestioni in fase di
programmazione
SI
Eliminare congestioni in fase di
programmazione
Garantire il profilo programmato in fase di
programmazione
Risorse per la riserva
primaria di potenza
Requisito/obbligo di natura
tecnica entro una certa banda
Servizio di mercato per
maggiore capacità
SI
Correggere lo squilibrio istantaneo tra
produzione e carico
Risorse per la riserva
secondaria (e terziaria)
di potenza
Servizio di mercato
(in prospettiva)
SI
Compensare gli scarti tra fabbisogno e
produzione del sistema
Risorse per il
bilanciamento Servizio di mercato
SI
Garantire equilibrio tra immissioni e prelievi
Risoluzione di congestioni di rete
Ripristino dei corretti margini di riserva
secondaria di potenza
SI
Risoluzione di congestioni di rete
Garantire il mantenimento del profilo
programmato
Regolazione della
tensione mediante
assorbimento/erogazio
ne di potenza reattiva
Servizio di mercato
SI
Contrastare le variazioni di tensione,
soprattutto nelle ore notturne (“sole di
notte”)
SI
Controllare il profilo di tensione lungo
linea
Regolazione della
tensione mediante
riduzione della potenza
attiva
Servizio di mercato
SI
Controllare il profilo di tensione lungo
linea se la regolazione di potenza reattiva
non è sufficiente
Servizio di demand
response e di
interrompibilità del
carico
Servizio di mercato
(in prospettiva)
SI
Garantire la sicurezza qualora le altre
risorse non siano sufficienti
SI
Aumentare la flessibilità nella gestione
della rete anche rispetto al mantenimento
di un profilo programmato
Milano - 06/02/2014
I possibili modelli di dispacciamento
per l’approvvigionamento delle risorse 6
• Dispacciamento Centralizzato Esteso (Modello 1) è effettuato a livello
centrale nella responsabilità del TSO e l’utente (UP convenzionale e FRNP) è
responsabile della presentazione di offerte sul MSD (direttamente, come
singola UP, o tramite un eventuale trader).
• Dispacciamento Locale del DSO (Modello 2) è effettuato a livello locale
dal DSO che è responsabile nei confronti del TSO della presentazione di
offerte sul MSD acquistando la capacità tramite un MSD_D a cui partecipa la
GD (direttamente o per il tramite di un trader).
• Profilo di scambio AT/MT Programmato (Modello 3) è effettuato a livello
centrale dal TSO coinvolgendo le sole unità connesse alla RTN, mentre il DSO
è responsabile di mantenere, nel tempo reale, lo scambio di energia con la
RTN il più possibile simile a quello definito in fase di programmazione.
Milano - 06/02/2014
Dispacciamento Centralizzato Esteso
(Modello 1) 7
• Le FRNP connesse alla RTN e la GD connessa alle reti MT e BT hanno l’obbligo di
fornire una previsione al giorno prima (come singolo UdD) e servizi di dispacciamento.
• Il mercato è gestito come ad oggi abilitando i punti di dispacciamento di produzione e
consumo, come nuovamente definiti con l’introduzione delle FRNP e della GD, ad
immettere/prelevare energia elettrica e a fornire servizi per il dispacciamento Terna è
sempre responsabile del dispacciamento e del mantenimento in sicurezza della rete
• I servizi di dispacciamento offerti in questo modello sono solo quelli di sistema
il TSO può acquistare le risorse necessarie a garantire il bilanciamento in fase di
programmazione e in tempo reale, oltre che dagli impianti convenzionali, anche dalle
FRNP connesse alla RTN e dalla GD connessa alle reti MT e BT.
• FRNP e GD potranno partecipare direttamente al MSD o potranno farlo per tramite di un
trader che presenta le offerte per i servizi di dispacciamento delle relative unità di
produzione (…inizialmente per impianti di taglia inferiore a 1 MW?).
Milano - 06/02/2014
Dispacciamento Centralizzato Esteso
(Modello 1) FASE A e FASE B 8
• La reale implementazione dipende dalle modalità di gestione della rete di distribuzione.
La partecipazione al MSD delle FRNP connesse alla RTN comporta la definizione dei
requisiti tecnici/obblighi di fornitura delle risorse e delle modalità di approvvigionamento
La partecipazione al MSD della GD connessa alle reti di distribuzione, qualora abilitata,
richiede la verifica dei limiti di funzionamento anche della rete MT e BT
• FASE a: Rete di distribuzione fit&forget
la potenza offerta su MSD dalla GD può essere immessa in rete
(…la rete è capace di accoglierla);
non sono necessari servizi locali per il corretto funzionamento della rete MT e BT
• FASE b: Smart grid per garantire il corretto funzionamento della rete, il DSO deve
acquistare alcuni servizi locali.
La GD, oltre a fornire servizi di sistema al TSO per tramite del MSD, può anche fornire
servizi locali al DSO i servizi locali hanno la precedenza rispetto a quelli di sistema
(…ma può anche accadere che non siano sempre in conflitto, ad es. reg V)
Il DSO potrebbe acquistarli tramite chiamata diretta con prezzo amministrato.
Milano - 06/02/2014
Servizi locali
(chiamata diretta)
Dispacciamento Centralizzato Esteso
FASE B 9
Responsabile del rispetto degli
impegni fisici e della
presentazione di offerte su
MSD
Responsabile del rispetto degli
impegni fisici e della
presentazione di offerte su
MSD
• Il DSO verifica che i limiti di transito in fase di programmazione e in tempo reale dovuti alla
partecipazione della GD su MSD siano compatibili con la capacità della rete locale:
concede (o meno) l’abilitazione alla fornitura delle risorse per la GD di una CP;
… ma non si verifica mai se rete dimensionata in fit&forget
• Il DSO può richiedere alla GD, su chiamata diretta (a prezzo fisso?), alcuni servizi locali (es.
regolazione tensione, non sempre in conflitto con i servizi di sistema)
DSO • Unità GD MT e BT
• Clienti finali MT e BT
TSO
• Unità di produzione AAT/AT
• Clienti finali AAT/AT
• Unità di produzione da FRNP AAT/AT
• Trader (per unità GD MT e BT fino a 1 MW)
• Unità GD MT (> 1 MW)
• Trader (per clienti finali MT e BT)
Milano - 06/02/2014
Servizi di sistema offerti su MSD
Modello 1 - Fase a 10
Risorsa Tipologia
Risorse in fase di
programmazione
Eliminare congestioni in fase di
programmazione
Risorse per la riserva
primaria di potenza
Correggere lo squilibrio istantaneo tra
produzione e carico
Risorse per la riserva
secondaria (e terziaria) di
potenza
Compensare gli scarti tra fabbisogno e
produzione del sistema
Risorse per il bilanciamento
Garantire equilibrio tra immissioni e
prelievi
Risoluzione di congestioni di rete
Ripristino dei corretti margini di riserva
secondaria di potenza
Regolazione della tensione
mediante
assorbimento/erogazione di
potenza reattiva
Contrastare le variazioni di tensione,
soprattutto nelle ore notturne (“sole di
notte”)
Servizio di demand response
e di interrompibilità del
carico
Garantire la sicurezza qualora le altre
risorse non siano sufficienti
Partecipazione alla
rialimentazione del sistema
elettrico
Piani di riaccensione
Disponibilità all’utilizzo del
telescatto
Ristabilire il funzionamento in sicurezza
N-1
Mercato UdD abilitato
MSD
UP AAT/AT
UP alimentate da FRNP AAT/AT
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD
UP AAT/AT
UP alimentate da FRNP AAT/AT
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD
UP AAT/AT
UP alimentate da FRNP AAT/AT
UGD MT e BT (> 1 MW)
MSD
UP AAT/AT
UP alimentate da FRNP AAT/AT
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD
UP alimentate da FRNP AAT/AT
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD
Clienti finali AAT/AT
Trader (clienti finali MT e BT)
MSD
UP AAT/AT
UP alimentate da FRNP AAT/AT
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD
UP AAT/AT
UP alimentate da FRNP AAT/AT
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
Milano - 06/02/2014
Servizi locali su chiamata diretta
Modello 1 - Fase b 11
Risorsa Tipologia
Risorse per il bilanciamento Risoluzione di congestioni sulla rete di
distribuzione
Regolazione della tensione
mediante
assorbimento/erogazione di
potenza reattiva
Controllare il profilo di tensione lungo
linea
Disponibilità all’utilizzo del
telescatto
Risolvere sovraccarichi di rete qualora le
risorse per il bilanciamento non fossero
sufficienti o sia necessaria un’azione più
rapida
Mercato UdD abilitato
Chiamata diretta UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
Chiamata diretta UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
Chiamata diretta UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
Milano - 06/02/2014
Dispacciamento Locale del DSO
(Modello 2) 12
• Il TSO acquista le risorse necessarie a garantire il bilanciamento in fase di
programmazione e in tempo reale (risorse di sistema):
dagli impianti convenzionali;
dalle FRNP connesse alla RTN;
dal DSO che a sua volta le acquista, tramite un MSD_D, dalla GD insieme con le
risorse necessarie alla risoluzione dei problemi che si verificano a livello locale.
• Il DSO assume un duplice ruolo, diventando:
un UdD per il MSD assume il diritto e l’impegno vincolante nei confronti del TSO ad
immettere/prelevare l’energia corrispondente al programma vincolante modificato
corretto di immissione/prelievo e di presentare offerte su MSD;
il soggetto responsabile del dispacciamento locale identifica e seleziona gli impianti
GD per la fornitura dei servizi di sistema attraverso un “mercato per i servizi di
dispacciamento specifico per le reti di distribuzione” MSD_D. Sul MSD_D, il DSO
stipula contratti di acquisto e vendita per l’approvvigionamento delle risorse (locali e di
sistema) e agisce come controparte delle negoziazioni verso gli utenti sottesi.
Milano - 06/02/2014
Dispacciamento Locale del DSO
(Modello 2) 13
• Il DSO acquista sul MSD_D le risorse di sistema per il TSO per singola CP (nodale) o per
area di riferimento, che comprende più CP appartenenti ad una stessa zona di riferimento di
un DSO (zonale).
Nel caso nodale, ciascun impianto GD (> 1 MW?) dovrà essere responsabile del
rispetto dei propri impegni fisici verso il DSO (presentazione delle offerte e
mantenimento del programma vincolante modificato e corretto)
Nel caso zonale, la GD (in una stessa area di riferimento) potrebbe confluire in un unico
PdD (nella responsabilità di un trader?).
• Nel MSD_D il DSO può acquistare anche servizi locali per garantire il funzionamento della
rete di distribuzione anche tramite chiamata diretta con prezzo amministrato.
• La verifica dei limiti di transito in fase di programmazione e in tempo reale dovuti alla
partecipazione della GD ai mercati elettrici è già implicita nel ruolo stesso del DSO che
gestisce e coordina le risorse sottese nel rispetto dei vincoli di rete.
Milano - 06/02/2014
Dispacciamento Locale del DSO
(Modello 2) 14
TSO
• Unità di produzione AAT/AT
• Clienti finali AAT/AT
• Unità di produzione alimentate da FRNP AAT/AT
• Trader (per unità di generazione diffusa MT e BT fino
a 1 MW)
• Unità di generazione diffusa MT e BT (> 1 MW)
• Trader (per clienti finali MT e BT)
Responsabile del rispetto degli impegni fisici e della
presentazione di offerte su MSD verso Terna
Responsabile del rispetto degli impegni fisici verso DSO
e della presentazione di offerte su MSD_D
DSO
Servizi di sistema
(MSD)
Servizi di sistema
(MSD_D)
Servizi locali
(MSD_D o
chiamata diretta)
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Servizi di sistema (doppio mercato)
Modello 2 15
Risorsa Tipologia
Risorse in fase di
programmazione
Eliminare congestioni in fase di
programmazione
Risorse per la riserva
primaria di potenza
Correggere lo squilibrio
istantaneo tra produzione e
carico
Risorse per la riserva
secondaria (e terziaria)
di potenza
Compensare gli scarti tra
fabbisogno e produzione del
sistema
Risorse per il
bilanciamento
Garantire equilibrio tra
immissioni e prelievi
Risoluzione di congestioni di rete
Ripristino dei corretti margini di
riserva secondaria di potenza
Regolazione della
tensione mediante
assorbimento/erogazio
ne di potenza reattiva
Contrastare le variazioni di
tensione, soprattutto nelle ore
notturne (“sole di notte”)
Servizio di demand
response e di
interrompibilità del
carico
Garantire la sicurezza qualora le
altre risorse non siano sufficienti
Partecipazione alla
rialimentazione del
sistema elettrico
Piani di riaccensione
Disponibilità all’utilizzo
del telescatto
Ristabilire il funzionamento in
sicurezza N-1
Mercato UdD abilitato
MSD
UP AAT/AT
UP FRNP AAT/AT
DSO
MSD
UP AAT/AT
UP FRNP AAT/AT
DSO
MSD
UP AAT/AT
UP FRNP AAT/AT
DSO
MSD
UP AAT/AT
UP FRNP AAT/AT
DSO
MSD
UP AAT/AT
UP FRNP AAT/AT
DSO
MSD Clienti finali AAT/AT
DSO
MSD
UP AAT/AT
UP FRNP AAT/AT
DSO
MSD
UP AAT/AT
UP FRNP AAT/AT
DSO
Mercato UdD abilitato
MSD_D
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1
MW)
MSD_D
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1
MW)
MSD_D
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1
MW)
MSD_D
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1
MW)
MSD_D
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1
MW)
MSD_D Trader (Clienti finali MT e BT)
MSD_D
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1
MW)
MSD_D
UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1
MW)
Milano - 06/02/2014
Servizi locali su MSD_D
Modello 2 16
Risorsa Tipologia
Risorse in fase di
programmazione
Eliminare congestioni in fase di
programmazione sulla rete di distribuzione
Risorse per il bilanciamento Risoluzione di congestioni sulla rete di
distribuzione
Regolazione della tensione
mediante
assorbimento/erogazione di
potenza reattiva
Controllare il profilo di tensione lungo
linea
Regolazione della tensione
mediante riduzione della
potenza attiva
Controllare il profilo di tensione lungo
linea se la regolazione di potenza reattiva
non è sufficiente
Servizio di demand
response e di
interrompibilità del carico
Aumentare la flessibilità nella gestione
della rete
Disponibilità all’utilizzo del
telescatto
Risolvere sovraccarichi di rete qualora le
risorse per il bilanciamento non fossero
sufficienti o sia necessaria un’azione più
rapida
Funzionamento in isola di
porzioni di rete
Migliorare esercizio di reti con frequenti
interruzioni prolungate estese
Mercato UdD abilitato
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D Trader (Clienti finali MT e BT)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
Milano - 06/02/2014
Profilo di scambio AT/MT Programmato
(Modello 3) 17
• Il TSO continua ad effettuare il dispacciamento centrale a livello di sistema.
• Il DSO è responsabile verso il TSO del mantenimento di un profilo di scambio
programmato per singola CP (nodale) o per area di riferimento che comprende più CP
appartenenti ad una stessa zona di un DSO (zonale)
Minore variabilità della differenza tra carico e generazione dovuta alla GD che
equivale ad una minore riserva di regolazione che il TSO approvvigiona sul MSD
Non sono però forniti servizi a mercato validi per il TSO (servizi di sistema).
• Il DSO dovrà:
in fase di programmazione elaborare i piani di esercizio sulla base delle previsioni
(di domanda e produzione) sia a livello di ciascuna CP sia a livello zonale.
in tempo reale in presenza di sostanziali variazioni, inviare agli impianti un nuovo
setpoint di potenza attiva (da impostare sulla GD o su carico/accumulo) in modo da
ridurre/azzerare lo sbilanciamento all’interfaccia tra la CP (o le CP di una stessa area
di riferimento) e la rete AT
• Il DSO potrà acquistare servizi locali per il funzionamento della rete di distribuzione.
Milano - 06/02/2014
Profilo di scambio AT/MT Programmato
(Modello 3) 18
• Per approvvigionarsi di tutte le risorse necessarie, il DSO può identificare e selezionare
i gli impianti di GD attraverso un MSD_D.
• A questo mercato possono partecipare direttamente gli impianti di GD (> 1 MW?) o un
trader responsabile di presentare le offerte (≤ 1 MW? ).
• Poiché alcuni dei servizi locali sono necessari per rimediare a problemi che si
realizzano in un punto specifico della rete e che possono essere risolti solo ricorrendo
ad alcuni determinati impianti, il DSO potrebbe acquistare il servizio tramite chiamata
diretta stabilendo un prezzo amministrato.
• La verifica dei limiti di transito in fase di programmazione e in tempo reale dovuti alla
partecipazione della GD ai mercati elettrici è già implicita nel ruolo stesso del DSO che
gestisce e coordina le risorse sottese nel rispetto dei vincoli di rete.
• In una fase iniziale, il mantenimento di un profilo programmato potrebbe riferirsi solo
alla GD (magari con franchigia) o alle CP critiche e successivamente coinvolgere
anche i carichi o allargare il numero di CP coinvolte fino al totale nazionale.
Milano - 06/02/2014
Profilo di scambio AT/MT Programmato
(Modello 3) 19
TSO
• Unità di produzione AAT/AT
• Clienti finali AAT/AT
• Unità di produzione alimentate da FRNP AAT/AT
• Trader (per unità di generazione diffusa MT e BT fino
a 1 MW)
• Unità di generazione diffusa MT e BT (> 1 MW)
• Trader (per clienti finali MT e BT)
Responsabile del
rispetto degli
impegni fisici
verso Terna e
della
presentazione di
offerte su MSD
Responsabile
del rispetto
degli impegni
fisici verso
DSO e della
presentazion
e di offerte su
MSD_D
DSO
Servizi di sistema (MSD)
Obbligo al
mantenimento di un
profilo di scambio
costante
(singola CP o
aggregato di CP)
Servizi per il mantenimento
del profilo di scambio
Servizi locali
150 kV
20 kV
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Milano - 06/02/2014
Servizi locali su MSD_D
Modello 3 20
Risorsa Tipologia
Risorse in fase di
programmazione
Garantire il profilo programmato in fase di
programmazione
Risorse per il bilanciamento
Risoluzione di congestioni sulla rete di
distribuzione
Garantire il mantenimento del profilo
programmato
Regolazione della tensione
mediante
assorbimento/erogazione di
potenza reattiva
Controllare il profilo di tensione lungo
linea
Regolazione della tensione
mediante riduzione della
potenza attiva
Controllare il profilo di tensione lungo
linea se la regolazione di potenza reattiva
non è sufficiente
Servizio di demand
response e di
interrompibilità del carico
Aumentare la flessibilità nella gestione
della rete anche rispetto al mantenimento
di un profilo programmato
Disponibilità all’utilizzo del
telescatto
Risolvere sovraccarichi di rete qualora le
risorse per il bilanciamento non fossero
sufficienti o sia necessaria un’azione più
rapida
Funzionamento in isola di
porzioni di rete
Migliorare esercizio di reti con frequenti
interruzioni prolungate estese
Mercato UdD abilitato
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D Trader (Clienti finali MT e BT)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
MSD_D UGD MT e BT (> 1 MW)
Trader (UGD MT e BT fino a 1 MW)
Milano - 06/02/2014
22
• Nuovi servizi per il dispacciamento
Prescrizioni tecniche
Servizi a mercato
Spunti generali
• Modelli per il dispacciamento di FRNP e GD
Modello 1
Modello 2
Modello 3
• Osservazioni trasversali
Possibili interazioni con gli impianti tradizionali
Revisione della disciplina degli sbilanciamenti
Evoluzioni per i DSO
Sistemi di accumulo
• Possibile traiettoria di evoluzione
Nel breve periodo
Nel medio-lungo periodo
• Cosa si fa in Europa
Alcuni esempi
Le osservazioni ricevute al
DCO 354/2013/R/eel
Milano - 06/02/2014
Nuovi servizi per il dispacciamento:
prescrizioni tecniche 23
• L’erogazione di questi servizi deve essere primariamente disciplinata a livello
di norme tecniche del CEI (CEI 0-16 e CEI 0-21) oggi (in parte) già accade
• Eventuali nuovi requisiti tecnici obbligatori, non previsti dalle norme tecniche,
dovrebbero essere ridotti al minimo affidandone l’approvvigionamento,
per quanto possibile (rispetto dei vincoli tecnici e di sicurezza), a
meccanismi di mercato verso soluzioni al minor costo per il sistema
• Telescatto: l’estensione (come da A.17 e A.68) a tutti gli impianti dovrebbe
essere un presupposto necessario in parte già oggi sta accadendo (A.72)
• Partecipazione alla rialimentazione: ci sono più perplessità
difficilmente realizzabile per alcuni impianti, se non a fronte di elevati costi di
investimento con benefici ridotti per il sistema.
• Classificazione dei servizi: integrare con altre risorse per la gestione in
sicurezza del sistema quali la potenza di cortocircuito e l’inerzia meccanica.
Milano - 06/02/2014
Nuovi servizi per il dispacciamento:
servizi a mercato (I) 24
• Verificare la fattibilità tecnica delle diverse FRNP, distinguendo tra
riserva a scendere e riserva a salire (requisiti asimmetrici?)
• Le FRNP possono (con investimenti contenuti?) essere integrate nei mercati e
chiamate a scendere per risolvere congestioni e/o fornire riserva primaria,
secondaria, terziaria o di bilanciamento
effetto benefico con basso carico (quando questa riserva è più
necessaria) è la produzione da FRNP che complica la gestione in
sicurezza del sistema
• Esistono diverse perplessità in merito alla regolazione a salire
è necessario riservare una banda di potenza, ma ha il vantaggio di
essere estremamente rapida (se fatta con convertitori statici)
il fabbisogno di riserva a salire è anche funzione delle FRNP
occorre quindi verificare le possibili interazioni
Milano - 06/02/2014
Nuovi servizi per il dispacciamento:
servizi a mercato (II) 25
• Occorre verificare la compatibilità con i regimi incentivanti
Consentire la presentazione di offerte negative su MSD
Differire temporalmente gli incentivi legati alla mancata produzione
Riconoscere l’incentivo a fronte di prestazioni su MSD invece che su MGP
• Regolazione di tensione: gli impianti FRNP (su RTN e/o reti di distribuzione)
costituirebbero un significativo incremento delle risorse disponibili per il sistema
Sono necessari ulteriori approfondimenti sulla possibilità di fornire il
servizio tramite un mercato, in luogo di un attuale obbligo tecnico
Qualora questa ipotesi fosse verificata, lo stesso mercato dovrebbe essere
esteso anche agli impianti tradizionali > 10 MVA
• Ranking dei servizi: definizione di un ordine di importanza dei servizi da offrire
• Stato dell’arte delle tecnologie di previsione delle FRNP e loro accuratezza
Milano - 06/02/2014
Nuovi servizi per il dispacciamento:
spunti trasversali (I) 26
• Nuovi e vecchi impianti: l’applicazione dei requisiti per gli impianti esistenti
richiede interventi di retrofit (spt riguardo alle prestazioni tecniche).
Applicazione differenziata in base allo stato dell’arte (servizi/macchine)
il parco impiantistico esistente potrebbe non essere in grado di fornirli
per motivi di carattere strutturale che pregiudicano ogni upgrade tecnico
• Partecipazione volontaria a MSD: dare al produttore la possibilità di scegliere di
fornire o meno i servizi, secondo autonome valutazioni economiche,
anche in relazione ai costi per l’abilitazione e ai prezzi di mercato
Il mercato deve fornire gli opportuni segnali di prezzo,
valorizzando ciascun servizio, ed evitando distorsioni e/o sussidi indiretti
(eventuali incentivi previsti solo per valorizzare esternalità positive che non
troverebbero adeguata remunerazione nel mercato)
Milano - 06/02/2014
Nuovi servizi per il dispacciamento:
spunti trasversali (II) 27
• Gradualità di implementazione: abilitare inizialmente gli impianti rilevanti e gli
impianti FRNP connessi alla RTN e successivamente gli impianti MT,
magari anche su base aggregata Tramite centri di bilanciamento?
• Livello di potenza per l’aggregazione: adeguato a costituire una “leva operativa”
nelle mani del TSO/DSO per gestire il sistema e le reti di distribuzione.
• Metodologia di applicazione: valutare, per ciascun servizio, i limiti dei diversi
impianti FRNP (fattibilità; precisione di esecuzione) e stimare gli investimenti.
• Requisiti di partecipazione: dovrebbero essere di natura esclusivamente
prestazionale, e quindi technology-neutral
il mercato sceglie di volta in volta il servizio più efficace e a minor costo,
selezionando la tecnologia che in quel momento risulta vincente
nell’ordine di merito tecnico-economico.
Milano - 06/02/2014
Modelli per il dispacciamento di FRNP e GD:
Modello 1 (I) 28
• Il Modello 1 è quello più facilmente implementabile (anche nel breve periodo)
Risulta compatibile con l’attuale architettura di MSD e presenta il vantaggio di
far ricorso agli attuali meccanismi, estendendoli anche a FRNP e GD
Fornisce un’unica piattaforma in cui tutti gli impianti rinnovabili e non
(e in prospettiva anche il carico) possono competere per fornire i servizi
Richiede la sola definizione dei requisiti tecnici per l’abilitazione delle risorse,
le modalità di approvvigionamento e gli obblighi di fornitura
La partecipazione della GD al MSD dovrebbe avvenire tramite un soggetto
aggregatore (come già avviene per le offerte di unità di produzione non
rilevanti sul mercato dell’energia): comparare
complessità operative legate alla partecipazione di una singola UP vs…
miglioramento dell’efficienza nella gestione delle risorse
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Modelli per il dispacciamento di FRNP e GD:
Modello 1 (II) 29
• Approfondire con maggior dettaglio il coordinamento e l’interazione tra TSO e DSO
Potenzialmente distorsiva la differenza tra le modalità di selezione e
remunerazione delle offerte per il TSO e il DSO
(meccanismi di mercato per il TSO e prezzo amministrato per il DSO)
alternativa al prezzo amministrato è l’offerta tramite aste, in modo da costruire
progressivamente i servizi commerciali più efficaci
La verifica degli ordini del TSO sulla rete del DSO potrebbe essere
difficile da effettuare nel tempo reale
Il TSO potrebbe avvalersi del DSO come soggetto “esecutore/controllore”
degli ordini di dispacciamento sulla GD opportunamente aggregata
Il titolare del contratto di dispacciamento (aggregatore o trader) sarebbe
un soggetto terzo che si avvarrebbe del DSO, in analogia a quanto avviene
per il servizio di misura nella vendita di energia
Milano - 06/02/2014
Modelli per il dispacciamento di FRNP e GD:
Modello 2 (I) 30
• Il Modello 2 è il meccanismo lunga più complesso fra quelli proposti
(svolgimento di due diversi mercati): una possibile evoluzione del Modello 1…
Consente positivamente di mettere in concorrenza i vari impianti sia in termini
di servizi locali sia in termini di servizi di sistema (con i DSO che si
occuperebbero di trasferire su MSD nazionale le offerte presentate dalla GD)
Il DSO acquisterebbe servizi di sistema senza avere certezza della loro
selezione da parte del TSO andrebbero valutate modalità di funzionamento
e regolazione economica nel caso in cui la selezione venga o meno accettata
Il DSO potrebbe essere “facilitatore” ed interfaccia nel processo di
acquisizione delle offerte (e non UdD). Il DSO acquisirebbe le offerte dalla GD,
e le sottometterebbe a sua volta al TSO che selezionerebbe le offerte
attingendo da un merit order centralizzato
Milano - 06/02/2014
Modelli per il dispacciamento di FRNP e GD:
Modello 2 (II) 31
• La numerosità dei distributori potrebbe non consentirebbe la creazioni di mercati
aventi la scala necessaria un solo MSD_D in ciascuna aerea di riferimento
coinvolgendo i soli DSO di riferimento (possibili anche ulteriori aggregazioni)
• Serve rendere omogenei i diversi mercati locali in modo da creare
condizioni uguali per tutti gli impianti
• Una pluralità di MSD_D locali paralleli al MSD potrebbe essere in disaccordo con le
scelte europee di integrazione dei mercati (chiusura MI fino all’ora h-1)
o semplicemente con lo spostamento della gate closure del MGP alle ore 12.00
• Elemento abilitante è la rete di comunicazione tra i centri di telecontrollo del
Distributore e gli impianti di GD (sviluppo delle smart grid)
necessari investimenti di rete più elevati
• Unbundling. In linea generale il DSO dovrebbe essere completamente separato dalla
produzione/vendita attraverso meccanismi di ownership unbundling (possono essere
accettati anche meccanismi tipo ITO?)
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Modelli per il dispacciamento di FRNP e GD:
Modello 3 32
• Il Modello 3, pur di facile implementazione (ridotto coordinamento fra TSO e DSO,
legato alla sola definizione del profilo di scambio orario) è difficilmente applicabile
• Oltre a presentare alcuni dei problemi relativi al Modello 2, non garantisce la
completa concorrenza tra gli impianti, separando trasmissione e distribuzione
due ottimi separati, ciascuna rete facendo uso delle risorse ad essa connesse
Il DSO, qualora la previsione di scambio non fosse rispettata, utilizzerebbe le
risorse connesse alla propria rete indipendentemente dalla presenza di altre
risorse potenzialmente più economiche presenti altrove (RTN, altri DSO),
(in contrasto con la gestione ottimizzata a livello aggregato).
La limitata concorrenza insita nel modello comporta rischi di inefficienza a
livello di sistema con un incremento dei costi complessivi di bilanciamento.
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Osservazioni generali:
possibili interazioni con gli impianti tradizionali 33
• L’aumento della concorrenza su MSD potrebbe ridurre la marginalità dei
termoelettrici, che trovano su MSD una fonte di redditività
problemi di adeguatezza del sistema nel medio e lungo periodo.
Introduzione di un meccanismo di remunerazione della capacità di
generazione elettrica flessibile, in grado di svolgere un servizio
di back-up nei confronti della citata capacità da FRNP
(nuovi prodotti di flessibilità su MSD)
Meccanismi aggiuntivi di remunerazione dei servizi obbligatori
(regolazione di tensione, contributo in potenza reattiva, attivazione delle
UPDM nelle loro funzionalità, attivazione sistema di regolazione ILF)
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Osservazioni generali:
revisione della disciplina degli sbilanciamenti 34
• Riforma della disciplina degli sbilanciamenti (anche in funzione del modello di
mercato) in caso di impianti FRNP che partecipano al MSD
La partecipazione al MSD va associata all’assunzione delle responsabilità e
alle penalizzazioni normalmente imposte in caso di mancata fornitura del servizio.
• Riforma del dispacciamento in prelievo, ad es. tramite l’introduzione di vincoli sulle
offerte opportunamente dimensionati rispetto all’effettiva potenza disponibile.
• Riforme di mercato tese alla progressiva riduzione delle tariffe regolate favorendo il
passaggio al mercato libero
Probabile aumento della partecipazione della domanda i consumatori
sviluppano un’opportuna sensibilità al prezzo al fine di poter apportare efficienza
al sistema attraverso le proprie scelte e rendere massima e disponibile la
flessibilità delle rispettive utenze/produzioni
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Osservazioni generali:
evoluzioni per i DSO 35
• Ampliamento dei canali di comunicazione e delle informazioni scambiate dai
DSO con il TSO (aggregazione dati, invio in tempo reale, scambio tra sistemi...)
• Definizione dei rapporti tra DSO di riferimento e DSO sottesi
(eventuale remunerazione per il servizio offerto)
• Verifica dei vincoli di rete (adeguatezza delle infrastrutture) e di validazione
preventiva dei servizi forniti dalla GD con le esigenze di esercizio della rete
• Rilevazione e aggregazione delle rilevazioni di tutti i parametri elettrici della GD,
e possibilità di invio dati (set-point) attraverso canali di comunicazione
di bassa latenza e opportuna capacità
• Impiego di attuatori affidabili per il pieno utilizzo delle capability della GD
(già previste dalle norme): sicura attuazione ordini e verifica ex-post
• Miglioramento della previsione delle immissioni dei generatori e del carico
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Osservazioni generali:
sistemi di accumulo 36
• Valutazione delle potenzialità dei sistemi di accumulo connessi agli impianti di
utente di generazione e consumo
TSO/DSO sulla base delle esigenze di sistema e della configurazione
delle reti, possono indicare le caratteristiche delle apparecchiature di cui il
sistema necessita e la loro eventuale ubicazione.
• Dovrebbe essere il mercato a valorizzare o meno la convenienza e l’efficacia
di tali dispositivi, senza introdurre incentivi o agevolazioni tariffarie
• Verificare l’utilizzo ulteriore dei sistemi di accumulo mediante pompaggio,
attraverso simulazioni in cui queste risorse già disponibili vengono utilizzate
per offrire (nuovi) servizi al sistema.
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Possibile traiettoria di evoluzione:
nel breve periodo 37
• Step 1: analisi costi-benefici per verificare la reale fattibilità e le tempistiche
di implementazione di ciascun modello/servizio.
Definizione delle esigenze di sistema e di possibili nuovi prodotti su MSD
Definizione dei necessari investimenti di sviluppo e del relativo contributo
marginale nell’attività di dispacciamento
Istituzione di un tavolo tecnico con il TSO e i DSO?
• Step 2: implementazione del Modello 1 (?)
1. Abilitazione a MSD degli impianti rilevanti e FRNP connessi alla RTN
carattere sperimentale (transitorio o definitivo) per dimostrare la fattibilità
dei diversi servizi e le interazioni con i vincoli delle reti di distribuzione,
oltre che per approfondire le modalità con cui il DSO conduce le verifiche
Milano - 06/02/2014
Possibile traiettoria di evoluzione:
nel medio-lungo periodo 38
• Step 3: implementazione del Modello 1 (?)
1. Abilitazione a MSD degli impianti di GD connessi alle reti di distribuzione,
inizialmente solo MT con le logiche del Modello 1 (tramite aggregati?)
• Step 4: implementazione del Modello 2 (?)
1. Sviluppo di MSD_D armonizzati su tutto il territorio nazionale,
inizialmente a livello locale, gradualmente integrati con i servizi di sistema
2. Abilitazione a MSD degli impianti di GD connessi alle reti MT,
con le logiche del Modello 2 (tramite MSD_D)
3. Abilitazione a MSD degli impianti di GD connessi alle reti BT,
con le logiche del Modello 2 (tramite MSD_D)
Milano - 06/02/2014
Cosa si fa in Europa:
alcuni esempi 39
• ACER Pre-consultation on “Energy Regulation: A bridge to 2025”
“In the medium term, the regulatory focus should therefore be towards
designing market arrangements that accommodate the growing share of RES-
based generation, at least cost, and in a manner that ensures that the need for
flexibility is appropriately signaled and valued in the market. Arrangements also
must be designed in a coordinated way to minimize the creation of new barriers
to market integration and internalizing interactions between the two markets”
• COMMUNICATION FROM THE COMMISSION Delivering the internal
electricity market and making the most of public intervention
“For integrating RES efficiently in the market, alongside public intervention,
effective intraday, balancing and ancillary services markets are necessary”
Milano - 06/02/2014
Cosa si fa in Europa:
alcuni esempi 40
• ENTSO-E WINTER OUTLOOK REPORT 2013/14
“During low load periods and high renewable production, taking into
account the level of the other inflexible generation, could lead to a lack of
adequate downward regulating capacity”
• Red Eléctrica de España (ES) CECRE
(Centro de Control de Regimen Especial) per il monitoraggio e il controllo
delle FRNP, principalmente eolico
• NATIONAL GRID (UK) Short Term Operating Reserve
Short Term Operating Reserve (STOR) is a service for the provision of
additional active power from generation and/or demand reduction
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GRAZIE PER
L’ATTENZIONE!
(comments are welcome)
http://www.energia.polimi.it
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