Michele Benini

Il sistema elettrico e la sua evoluzione

Indice

• Come funziona il sistema elettrico

• Il sistema elettrico nazionale attuale

• Scenari di sviluppo del sistema elettrico nazionale al 2030 / 2050

• Le principali problematiche (in buona parte già attuali) che caratterizzano l’esercizio del sistema elettrico nazionale

Come funziona il sistema elettrico

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Il sistema elettrico tradizionale

Trasmissione in Alta Tensione132-150-220-380 kV

(rete magliata)

Produzione(centralizzata)

Cabina PrimariaAlta > Media Tensione

Cabina SecondariaMedia > Bassa Tensione

Distribuzione in Media Tensione

15-20-23 kV(radiale)

Utenze Bassa Tensione230-400 V

Utenze Media Tensione

Il sistema elettrico tradizionale

• Il flusso di energia è unidirezionale, dai grandi impianti di generazione, alla rete di trasmissione in Altissima ed Alta tensione, alla rete di distribuzione in Media e Bassa Tensione, alle utenze connesse a vari livelli di tensione

• Le utenze sono tipicamente carichi passivi

• Le aleatorietà sono legate solo:

– alle fluttuazioni della domanda

– ai guasti delle unità di generazione e dei componenti di rete

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Il nuovo paradigma

Trasmissione in Alta Tensione132-150-220-380 kV

(rete magliata)

Cabina PrimariaAlta > Media Tensione

Cabina SecondariaMedia > Bassa Tensione

Distribuzione in Media Tensione

15-20-23 kV(radiale)

Utenze Bassa Tensione230-400 V

Utenze Media Tensione

Produzione(centralizzata)

Il nuovo paradigma• Il flusso di energia è bidirezionale, potendo fluire non solo dai

livelli di tensione più alti a quelli più bassi, ma anche viceversa

• Ciò a causa della presenza di Generazione Distribuita connessa ai livelli di tensione più bassi

• Le utenze possono essere attive, disponendo di impianti di generazione, sistemi di accumulo ed essendo in grado di flessibilizzare il consumo

• Le aleatorietà sono legate:

– alle fluttuazioni della domanda

– ai guasti delle unità di generazione e dei componenti di rete

– alla produzione da fonti rinnovabili non programmabili

Come affrontare le nuove sfide?• Approccio «muscolare» (hardware)

– sovra-dimensionare la rete elettrica per garantire l’esercizio in qualsiasi condizione di carico e generazione

• Approccio «smart» (software)– tutte le entità distribuite connesse alla rete (generatori, sistemi di

accumulo, carichi) sono intelligenti e partecipano attivamente alla gestione del sistema

Smart Grid• “Grid that can intelligently integrate the actions of all users

connected to it - generators, consumers and those that do both - in order to efficiently deliver sustainable, economic and secure electricity supplies”

• Consente la connessione e l’esercizio di generatori e sistemi di accumulo di tutte le taglie e tecnologie

• Gli utenti sono coinvolti nella gestione del sistema

• Fornisce informazioni agli utenti

• Consente alti livelli di affidabilità e sicurezza della fornitura

Grandezze in gioco

• ENERGIA: misura la capacità di compiere lavoro – (kWh, MWh, GWh, TWh)

• POTENZA: misura l’energia trasferita nell’unità di tempo – (kW, MW, GW)

• TENSIONE: misura la differenza di potenziale elettrico tra due punti – (V, kV)

• CORRENTE: misura la quantità di carica elettrica che attraversa una determinata superficie nell'unità di tempo – (A)

Grandezze in gioco

• ENERGIA = POTENZA x TEMPO

• POTENZA = TENSIONE x CORRENTE

Grandezze in gioco

• FREQUENZA: numero di cicli al secondo della forma d’onda sinusoidale della tensione / corrente – (Hz)

Frequenza• La frequenza nominale nel sistema elettrico

europeo è 50 Hz

• http://www.mainsfrequency.com/index.htm

20 ms

Area europea sincrona ENTSO-E

Frequenza

• La frequenza dipende dalla velocità di rotazione degli alternatori: 3000 g/min = 50 Hz

• In ogni istante, la potenza generata dagli impianti di produzione deve essere esattamente uguale alla potenza assorbita al consumo

• Se la potenza generata è inferiore / superiorealla richiesta, gli alternatori rallentano / accelerano e la frequenza scende sotto / sopra50 Hz

Frequenza

• I generatori, onde evitare guasti, si disconnettono dalla rete se la frequenza scende sotto i 47,5 Hz o sale sopra i 51,5 Hz

• La conseguenza di ciò è il black-out

Black-out del 28 Settembre 2003

Fonti di aleatorietà nel sistema

• Fluttuazioni della domanda (errore di previsione medio non oltre qualche %)

• Produzione da fonti rinnovabili non programmabili (eolico, fotovoltaico, idroelettrico ad acqua fluente, ecc. – errori di previsione medi del 10÷20%)

• Guasti improvvisi ad impianti di generazione, a linee elettriche, a trasformatori, ecc.

L’aleatorietà rende complicato bilanciaredomanda e generazione istante per istante

Nota a margine …

• Da quanto detto appare chiaro che un sistema elettrico basato solo su fonti rinnovabili non programmabili non può stare in piedi, data l’impossibilità di bilanciare la domanda …

• … a meno di non disporre di grandi capacità di accumulo di energia (impianti idroelettrici di pompaggio, batterie, CAES, ecc.) da usare come «polmone», accumulando gli eccessi di produzione e compensando le carenze

• Problema di localizzazione e di costi …

Esercizio del sistema

• Per un esercizio in sicurezza del sistema occorre quindi, tipicamente il giorno prima:

– prevedere l’andamento temporale della domanda e della generazione non programmabile

– «dispacciare» la generazione programmabile per coprire la quota di domanda non soddisfatta da quella non programmabile e per disporre di adeguati margini di riserva

– tali attività sono svolte nell’ambito del mercato elettrico (Borsa Elettrica e contrattazione bilaterale)

Esercizio del sistema

• Per un esercizio in sicurezza del sistema occorre quindi, in tempo reale:

– bilanciare istante per istante generazione e consumo, variando i livelli di produzione degli impianti di generazione programmabili per far fronte alle aleatorietà della domanda, della produzione non programmabile ed ai guasti dei componenti del sistema, evitando congestioni di rete

– tale attività è svolta sotto il controllo del gestore della rete di trasmissione (TERNA)

Regolazione di frequenza

Servizi ancillari per il bilanciamento• Regolazione primaria

– aumentare / diminuire automaticamente la potenzagenerata se la frequenza scende / sale sotto / sopra50 Hz

– servizio obbligatorio e non remunerato per tutte le unità programmabili di potenza efficiente non inferiore a 10 MW, per una banda pari almenoall’1,5% della potenza efficiente

– fornire metà banda entro 15 secondi e tutta entro 30 secondi, erogandola per almeno 15 minuti

Servizi ancillari per il bilanciamento

• Regolazione secondaria

– aumentare / diminuire la potenza generata in funzione di un telesegnale inviato dal gestore dellarete al fine di ristabilire il valore nominale dellafrequenza e ripristinare i margini di regolazioneprimaria

– servizio contrattato sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento

– fornire la banda entro 200 secondi, erogandola per almeno 2 ore

Servizi ancillari per il bilanciamento

• Regolazione terziaria

– aumentare / diminuire la potenza generata in funzione di un ordine di dispacciamento inviato dal gestore della rete al fine di ristabilire i margini di regolazione secondaria

– servizio contrattato sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento

– riserva «pronta» che interviene entro 15 minuti e riserva «di sostituzione» che ricostituisce la riserva pronta con tempi più lenti, senza limitazioni di durata

Regolazione di tensione• Oltre alla frequenza, è fondamentale regolare la

tensione (±10% Vnominale sulla distribuzione)

• Nei periodi di bassa domanda la tensione in rete tende a salire sopra il valore nominale, mentre in caso di carico elevato, ad es. all’estremità di lunghe linee di distribuzione, la tensione tende a scendere sotto il valore nominale

• La tensione è controllata gestendo produzione ed assorbimento di potenza reattiva, che però non viaggia su lunghe distanze → serve un controllo «locale»

Il sistema elettrico nazionale attuale

La Rete di Trasmissione Nazionale (RTN)

Fonte: TERNA

Bilancio 2016

Fonte: TERNA

Flussi fisici 2016

Fonte: TERNA

Curve di carico 2016

Fonte: TERNA

Picco storico di carico

Fonte: TERNA

Consumi finali di energia elettrica

Fonte: TERNA

Sviluppo fonti rinnovabili

Fonte: TERNA

Impianti eolici e fotovoltaici 2016

Fonte: TERNA

Impianti fotovoltaici 2016

Fonte: GSE

Produzione fotovoltaica ed eolica

Fonte: TERNA

• (25,7%)

• (8,6%)

• (6,4%)

• (3,2%)

• (3,1%)

• (3%)

Principali produttori(quota su capacità installata)

Fonte: Energy & Strategy

Scenari al 2030 / 2050

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Gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030

European Council 23/24 October 2014Conclusions on 2030 Climate and Energy Policy Framework

-40%emissioni GHG vs. 1990

27%quota FER su consumi

finali lordi

-27%consumi primari vs.

scenario EU reference 2007

-43% -30%ETS vs. 2005 non-ETS vs. 2005

-33%Italia non-ETS vs. 2005

-30%proposta della

Commissione Europea

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Gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030

Come è posizionata l’Italia (anno 2015)

-16,7%emissioni GHG 2015 vs. 1990

17,5%quota FER su consumi

finali lordi al 2015

-25,4%consumi primari 2015 vs.

scenario EU reference 2007

-37,4% -15,9%ETS vs. 2005 non-ETS vs. 2005

termoelettricoraffinazionecemento / calceacciaio / metallicartaceramicavetroaviazione

residenzialeterziariotrasportiagricolturarifiutialtra industria

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Scenari al 2030

Come raggiungere gli obiettivi?

Gli obiettivi della policy clima-energia europea sono particolarmente

sfidanti: raggiungerli richiede di pianificare, progettare e cominciare a

costruire il futuro!

Lo strumento più efficace per pianificare e progettare il raggiungimento

di un obiettivo futuro è l’analisi di scenario

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Scenari al 2030

Scenario

• Uno scenario è una descrizione autoconsistente e riproducibile di uno

dei possibili modi in cui il futuro potrebbe evolvere

• Gli scenari non sono previsioni, bensì descrizioni degli effetti di un

certo insieme di assunzioni

• In tal senso, un’analisi di scenario si configura come un’analisi di tipo

what-if: cosa succede se …

• Come derivare gli effetti dalle assunzioni? Mediante un apposito

modello del sistema oggetto di studio …

Assunzioni Effetti

Modello

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SEN - Strategia Energetica Nazionale

Scenario SEN

• RSE, per conto del Ministero dello Sviluppo

Economico, che con il Ministero dell’Ambiente coordina

la definizione della Strategia Energetica Nazionale, ha

sviluppato uno scenario del sistema energetico italiano

che raggiunge gli obiettivi di decarbonizzazione posti dalla

Commissione Europea per l’anno 2030, con proiezione al

2050

• In particolare, lo scenario raggiunge al 2030 una quota di

fonti rinnovabili sui consumi finali lordi pari al 28,1%

(rispetto all’obiettivo del 27%)

• Riguardo alle fonti rinnovabili elettriche, esse arrivano a

soddisfare il 55% dei consumi finali

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SEN - Strategia Energetica Nazionale

Fonti rinnovabili elettriche al 2030

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SEN - Strategia Energetica Nazionale

Produzione di energia elettrica per fonte

Sintesi delle principali problematiche(già ora attuali)

• Lo sviluppo della generazione, prevalentemente fotovoltaica, sulle reti di distribuzione, progettate per un esercizio passivo, le trasforma in reti attive

• Sempre più spesso nelle sezioni AT/MT si verifica inversione di flusso da MT verso AT

Reti di distribuzione da passive ad attive

Fonte: e-Distribuzione

Flusso da trasmissione a distribuzione

Fonte: e-Distribuzione

• L’errore sulla previsione della produzione da FER non programmabili è di un ordine di grandezza superiore all’errore della previsione del carico

• Le FER sulle reti MT/BT non sono monitorate in tempo reale

Problema di previsione dei flussi

• Crescente difficoltà di prevedere, oltre alla generazione complessiva, i flussi sulle cabine primarie tra rete di trasmissione e rete di distribuzione

Riduzione capacità regolante / inerzia

• La penetrazione delle fonti rinnovabili (e la recente diminuzione della domanda) riduce:

– lo spazio a disposizione delle unità di produzione termoelettriche ed idroelettriche in grado di fornire regolazione primaria e secondaria

– le masse rotanti in giri, riducendo quindi l’inerziadel sistema → in caso di guasto ad un’unità di produzione con relativo deficit improvviso di generazione, la frequenza deriva più velocemente verso il black-out

• La riduzione dell’inerzia può rendere così rapido il decadimento della frequenza che i tempi d’intervento della regolazione primaria (50% della banda in 15 sec, 100% in 30 sec) rischiano di non essere sufficienti ad evitare i distacchi di carico

• Caso reale: 18 Maggio 2011 in Sicilia

– funzionamento in isola elettrica

– scatto gruppo San Filippo del Mela (147 MW)

– perdita di 200 MW di generazione distribuita a 49,7 Hz

– distacco carico a 49 Hz

Riduzione capacità regolante / inerzia

Sicilia – 18 Maggio 2011

Fonte: TERNA circa 8 secondi

Allegato A.70 CdR TERNAda 49.7 Hz ≤ f ≤ 50.3 Hz

a 47.5 Hz ≤ f ≤ 51.5 Hz85% Vn ≤ V ≤ 110% Vn

• In giorni di bassa domanda e di alta produzione FER (es. festivi estivi), può aversi un eccesso di generazione …

• … tenendo conto anche dei minimi tecnici degli impianti termoelettrici da mantenere in servizio per garantire sufficiente capacità regolante / inerzia

• Necessità di tagliare le importazioni ed, al limite, di ricorrere alla riduzione selettiva della generazione distribuita da parte di TERNA (cfr. Allegato A72 del Codice di Rete)

Overgeneration

Esempio di un giorno festivo

Fonte: TERNA

Riduzione domanda residua e rampa serale

Generazione termoelettrica in due domeniche di primavera nel 2016 e nel 2010

Impatto sul profilo dei prezzi

Profilo medio normalizzato del prezzo del Mercato del Giorno Prima - periodo Aprile-Giugno

Congestioni e Mancata Produzione Eolica

Fonte: TERNA

• In condizioni di basso carico ed elevata produzione da FER sulle reti AT, MT e BT, il carico netto visto dalle linee AAT si riduce, determinando valori di tensione sopra la norma

Qualità della tensione sulla rete primaria

Fonte: TERNA

• Se già oggi tali problematiche cominciano a farsi sentire in modo sensibile, come potremo farvi fronte in scenari futuri caratterizzati da un così rilevante incremento di fonti rinnovabili non programmabili e di Generazione Distribuita?

• Saranno fondamentali:

– la flessibilizzazione della generazione convenzionale e della domanda

– lo sviluppo di sistemi di accumulo, in particolare distribuiti

– la partecipazione di generatori, sistemi di accumulo e carichi di ogni tipo e taglia alla fornitura di servizi per l’esercizio in sicurezza del sistema

– la trasformazione delle reti in ottica «smart grid»

Come far fronte a tali problematiche?

Grazie per

l’attenzione!

michele.benini@rse-web.it