Smart Grid. Le reti elettriche di domani Dalle rinnovabili ai veicoli ...

© GieEdizioni, Roma 2011© Fondazione EnergyLab, Milano 2011Gestione del progettoSilvio BosettiEditingAlessandro SeregniSegreteria di redazioneDonato LombardiCoordinamento editorialeMauro Bozzola e Alessia GuadalupiGrafica copertina e interniAlessandro TonetStampaGrafica Metelliana - Cava dei Tirreni (SA)Fondazione EnergyLabPiazza Trento, 13 – 20135 MilanoTel. +39 02 7720.5265Fax. +39 02 7720.5060info@energylabfoundation.orgwww.energylabfoundation.orgGieEdizioni è un marchio Gruppo Italia EnergiaVia Piave, 7 – 00187 RomaTel. +39 06 4547.9150Fax. +39 06 4547.9172info@gruppoitaliaenergia.itwww.gruppoitaliaenergia.itISBN 978-88-97342-04-5Nessuna parte di questo libro può essere riprodotta in qualsiasi forma e con qualsiasi mezzo elettronico,meccanico o altro, senza l’autorizzazione scritta dei proprietari dei diritti e dell’editore.

Le competenze: gli Esperti Soci di EnergyLabUniversità Commerciale Luigi BocconiUniversità Cattolica del Sacro CuorePolitecnico di MilanoUniversità degli Studi di Milano-BicoccaUniversità degli Studi di MilanoRicerca Sistema Energetico, RSE

Indice4.4.3 Comunicazione Wireless 1434.4.4 Protocolli per la comunicazione 1434.4.4.1 DLMS/COSEM 1444.4.4.2 PRIME 1454.4.4.3 G3-PLC 1464.4.5 Smart metering in Italia 1484.4.5.1 Meters and More 150152CAPITOLO 5. Realizzazioni in corso 1555.2.1 Iniziative in America del Nord 1595.2.2 Iniziative in America Latina 1605.2.3 Iniziative in Oceania e in Asia 1625.3.1 Progetti finanziati dalla Commissione Europea 1685.3.2 Progetti finanziati a livello nazionale 1765.3.3 Il panorama italiano 182CAPITOLO 6. Un’esperienza dimostrativa in Lombardia:il progetto Milano Wi-Power 1896.2.1 Partner del progetto 1946.2.2 Caratteristiche dei siti della sperimentazione 1966.2.3 Cronistoria del progetto 1976.4.1 DSL (Digital Subscriber Line) 2016.4.2 PLC (Power Line Carrier) 2016.4.3 Wi-Fi e WiMAX 2016.4.4 Fibra ottica 2026.5.1 Sviluppi proposti 2026.5.2 Lo Standard IEC 61850 – Caratteristiche e implementazione 2036.5.3 Segnali inviati 2056.5.3.1 Intertrip 2066.5.3.2 Messaggi ulteriori 2066.5.3.3 Presenza rete 2066.6.1 Esperienza di comunicazione tramite protocolli proprietari 2076.6.1.1 Rete pubblica cablata 2076.6.1.2 Wi-Fi e ulteriori test con rete cablata 2086.6.2 Esperienza di comunicazione tramite protocollo IEC 61850 2096.6.2.1 Sperimentazione tramite tecnologia WiMAX 2101561571631861901921992012022079

Smart Grid. Le reti elettriche di domani6.7.1 Architettura generale del sistema 2116.7.2 Il sistema di telecomunicazione 2146.7.3 Funzioni implementate 2156.7.3.1 Telescatto con logica Fail-Safe 2156.7.3.2 Regolazione della tensione tramite la Generazione Diffusa 2166.7.3.3 Limitazione/regolazione in emergenza della potenza attiva 2166.7.3.4 Monitoraggio delle iniezioni da Generazione Diffusa nella prospettivadi un dispacciamento locale e per fornire dati differenziati a TERNA 2166.7.3.5 Gestione attiva del lato AT di Cabina Primaria 2176.7.4 Benefici attesi sulla rete 217ABBREVIAZIONI e SIGLE 21921121810

PremessaUna “tempesta di innovazione”per l’intero sistema elettricodi Luca Lo Schiavo*Gli obiettivi europei di aumento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di incrementodell’efficienza energetica e di riduzione delle emissioni di gas climalteranti – il cosiddettopacchetto “20-20-20 al 2020” – comportano, per essere effettivamente raggiunti, un cambiamentomolto significativo per le reti elettriche europee in generale e italiane in particolari, come questapubblicazione dimostra ampiamente.E non basta: alle modifiche di network design and management necessarie per consentire uno sviluppodella Generazione Diffusa adeguato a raggiungere gli obiettivi della direttiva europea sulcambiamento climatico, si sommano gli effetti degli obiettivi fissati dalla direttiva sul mercato internodell’energia elettrica – facente parte del cosiddetto “terzo pacchetto energia” – che indica atutti i Paesi europei lo sviluppo smart metering come strada necessaria, una volta compiuta unaanalisi costi/benefici, per allargare a tutti i clienti i benefici della liberalizzazione.E non basta ancora: in prospettiva, stanno per arrivare nelle reti di distribuzione commercialedelle principali marche automobilistiche i veicoli elettrici plug-in, che comporteranno nuovi carichiper la rete, al momento piuttosto imprevedibili quanto al profilo di potenza assorbita, ma relativamentelimitati circa il complessivo fabbisogno energetico, e comunque efficienti in termini dienergia primaria complessivamente utilizzata per la mobilità individuale rispetto ai tradizionali veicolicon motori endotermici.Sviluppo della Generazione Diffusa e conseguente sua integrazione non solo nelle reti di distribuzionema anche nel mercato dell’energia elettrica, a dispetto del marchio di fonti considerate tradizionalmentenon programmabili, grazie allo sviluppo di tecnologie e modelli di previsione;diffusione a livello europeo dello smart metering (un punto su cui l’Italia detiene un primato mondiale)e sue opportunità per i clienti finali e per nuovi soggetti di mercato come gli aggregatori delladomanda in grado di commercializzare servizi di demand response; in un futuro ormai prossimo,veicoli elettrici guidati da “consumatori elettrici mobili”, dotati di libertà di scelta del proprio fornitorecome i più tradizionali “consumatori elettrici fissi” ma portatori di un bisogno nuovo, l’accessoa infrastrutture di ricarica non solo in luoghi privati come i garage presso le abitazioni delle famigliee le sedi delle imprese ma anche in luoghi pubblici o quanto meno in luoghi aperti al pubblico:le sfide per le reti elettriche del futuro sono davvero imponenti, tanto che un recente studio con-* Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, Direzione Generale. Le opinioni contenute in questo contributo sono espresse atitolo personale e non coinvolgono né impegnano in alcun modo l’istituzione di appartenenza.11

Smart Grid. Le reti elettriche di domanidotto in Gran Bretagna per conto del regolatore OFGEM (progetto LENS – Long-term ElectricityNetwork Scenarios) qualifica come “senza precedenti” (unprecedented) il livello di innovazioneche i sistemi elettrici dovranno presto affrontare e in parte stanno già sperimentando.In questa fase di potente e in parte imprevedibile innovazione, sarà essenziale il ruolo delle autoritàdi regolazione, non solo per fornire i corretti stimoli agli investimenti sulle Smart Grid, ma anche– come viene correttamente suggerito nel capitolo di questo studio dedicato alla regolazione – peraggiustare tutti quei gangli delle regolazione che hanno a che fare con questa vera e propria “tempestadi innovazione” da cui verrà presto attraversato l’intero sistema elettrico. Sotto questo profilo,si potrebbe persino sostenere che Smart Grid rischia di essere un brand fuorviante, giacché ciòche serve non sono (solo) reti intelligenti, ma (anche e soprattutto) utenti della rete in grado disfruttare le opportunità dell’innovazione tecnologica, adeguando i propri impianti di produzione edi consumo. Insomma, la “tempesta perfetta” di innovazione non si limita alle Smart Grid, ma puntadiritta al cuore del sistema elettrico, per cui sarebbe più corretto parlare di smart power system.È certo che il ruolo di tecnologia abilitante per il nuovo smart power system sarà svolto dall’ICT eche altrettanto importanti saranno gli sviluppi della normazione tecnica, non tanto e non solo neltradizionale settore dell’elettrotecnica curato a livello europeo dal Cenelec ma anche, e in misurapiù determinante per il successo del cambiamento in corso, nelle applicazioni di comunicazione perguidare la definizione di soluzioni tecnologiche di tipo aperto e non proprietario, basate su protocollistandard, in maniera tale da lasciare la massima libertà di azione al mercato, e anche da minimizzarei costi e le complessità tecnologiche cui l’utenza della rete intelligente deve fare fronte.È opportuno a questo scopo chiarire che la transizione verso lo smart power system travalica ampiamentela fase di automazione delle reti, avviata nell’ultimo decennio in Italia dalle imprese didistribuzione per effetto della spinta data dalla regolazione incentivante della qualità del servizio;tale fase è giunta per alcuni aspetti a soluzioni molto avanzate, a partire dal telecontrollo secondariodiffuso sulle reti di media tensione fino alla ricerca automatica e selezione del tronco interessatodal guasto. Se il problema fosse solo quello dell’automazione di rete, protocolli proprietaridi comunicazione (come quelli adottati sinora dalle maggiori imprese di distribuzioni) continuerebberoa essere accettabili, dal momento che tale applicazione non richiede alcuna interazione congli utenti della rete attivi e passivi.Ma i reali benefici della sovrapposizione di uno strato ICT a un sistema elettrico si ottengono solose anche gli utenti, sia quelli che immettono potenza sia quelli che la prelevano, vengono interconnessia questo strato ICT e sono in grado di modificare i propri comportamenti in relazione aopportuni segnali, sia economici (legati al mercato) sia tecnici (legati al buon funzionamento dellarete di distribuzione e, più in ampio, a un migliore governo del complessivo sistema elettrico). Ilcoinvolgimento degli utenti della rete per sfruttare al massimo le potenzialità derivanti dalla “smartizzazione”è, dunque, la ragione evidente per cui non è più possibile utilizzare protocolli proprietari,come nel caso dell’automazione di rete, ma è necessario utilizzare protocolli aperti che gliutenti della rete siano in grado di adottare sui propri dispositivi di interfaccia verso il distributorecon il minimo costo.È compito anche del regolatore energetico assicurare che, da una parte, non vi siano comportamentio disposizioni dei gestori di rete che impongano complicazioni o costi non strettamente necessariagli utenti della rete e che, dall’altra, gli utenti della rete osservino le prescrizioni tecnichenecessarie per il corretto funzionamento della rete. Richiamo a questo proposito il lavoro che l’Au-12

Smart Grid. Le reti elettriche di domanicontrollate e automatizzate, nonché dotate di sistemi di comunicazione in grado di scambiare opportunisegnali con gli utenti delle reti medesime.La necessaria progressività di azione ha condotto a focalizzare (già dal 2007, con la delibera348/07) l’attenzione sulle “reti attive di media tensione”: tale attenzione si è poi espressa nel vincolo,fissato dalla delibera dell’Autorità ARG/elt 39/10, di circoscrivere i progetti dimostrativi a retidi distribuzione MT in cui si verifica per almeno l’1% del tempo annuo l’inversione di flusso di potenza,dalla Media all’Alta Tensione, per esubero della potenza immessa da Generazione Diffusarispetto al carico in quella frazione del tempo. La focalizzazione sui problemi derivanti dall’inversionedi flusso con l’attuale sistema di protezioni trova le sue radici, a sua volta, negli studi commissionatidall’Autorità al Politecnico di Milano tra il 2006 e il 2008 e i cui risultati sono statipubblicati come allegato B alla delibera ARG/elt 25/09 (al Capitolo 3 del presente volume si fornisceuna spiegazione dettagliata di questi risultati di ricerca, e della loro parziale estensione alla BT,come illustrato anche nell’Allegato alla Delibera ARG/elt 223/10).In sostanza, l’idea è stata quella di affrontare criticità già in parte manifeste selezionando progettidimostrativi di smartizzazione delle reti di distribuzione in Media Tensione là dove la penetrazionedella Generazione Diffusa ha già raggiunto livelli di criticità che richiedono nuove modalità e nuovetecnologie per la gestione “attiva” della reti, e di fare questo con un adeguato coinvolgimentodegli utenti delle reti (e, come già detto, limitando per quanto possibile i costi di adeguamento degliimpianti degli utenti attivi e passivi grazie all’uso di protocolli standard e non proprietari di comunicazione).È importante sottolineare che questi progetti dimostrativi, pur essendo di dimensionilimitate, si muovono nella stessa direzione perseguita dalla Commissione Europea con la recenteiniziativa industriale EEGI (European Electricity Grid Initiative) messa a punto dalla DG Ricercanell’ambito del SET-Plan (Strategic Energy Technology Plan): passare da una fase, ormai abbastanzaconsolidata, di progetti di ricerca sviluppati in laboratorio (a livello di impianti di test facility)a una fase nuova, certamente più critica, di sperimentazione in campo, con “clienti veri,impianti veri, tensioni vere” come indicato anche dal Position Paper dell’associazione europea deiregolatori (ERGEG, European Regulatory Group for Electricity and Gas) pubblicato a luglio 2010 espesso richiamato nel presente volume.All’interno di questa pubblicazione si richiama anche il motivo che ha spinto l’Autorità a inserire ilriferimento alla Media Tensione (MT: 1-35 kV) come requisito essenziale dei progetti dimostratividi Smart Grid da selezionare per l’ammissione al regime di incentivazione specifica tramite un aumentodel WACC del 2% per 12 anni. Sulle reti MT, infatti, vengono generati i ¾ dell’energia rinnovabileprodotta in Italia. Il problema dell’integrazione di quantità massicce di potenza digenerazione alimentata da fonti rinnovabili – e quindi soggetta a profili di immissione “intermittenti”,che possono indurre eccessive variazioni di tensione lungo le linee – si pone quindi prevalentementesulle reti di Media Tensione. Viceversa, sulle reti di Alta Tensione (almeno a livellonazionale) sono già disponibili tecnologie di controllo remoto degli impianti di produzione: i problemipresenti in alcune parti d’Italia sulle reti AT vanno ricondotti più che altro al dimensionamentodella rete piuttosto che alla sua smartizzazione.In una prospettiva di più lungo periodo, è necessario estendere l’azione alle reti BT, cui sono connessiutenti con numerosità di diversi ordini di grandezza superiore. Su queste reti, la questionefondamentale in Italia è quella di valorizzare al meglio gli investimenti già realizzati per lo smart14

Smart Grid. Le reti elettriche di domanipee di telegestione dei contatori di Bassa Tensione (Italia, con Enel distribuzione, e Spagna conEndesa). La disponibilità di questo protocollo in forma pubblica costituirà un importante passaggioverso le possibilità di home and building automation che sono alla base anche del risparmioenergetico negli usi residenziali dell’energia elettrica (come dimostrano anche le migliori esperienzein particolare degli Stati Uniti).Generazione Diffusa e smart metering sono due aspetti essenziali dell’evoluzione delle reti elettricheverso le Smart Grid: ma questa evoluzione avrà intersezioni anche con altre tematiche, che ilpresente volume tratta solo parzialmente, essendo oggetto di altre iniziative parallele e già incorso della Fondazione EnergyLab, come l’efficienza energetica negli usi finali, e in particolarel’elettrificazione del trasporto individuale.Il futuro che ci aspetta è un futuro con più elettricità e meno energia primaria. Soprattutto l’elettrificazionedei trasporti individuali (su gomma, quindi) comporterà, nei prossimi decenni, un mutamentodelle logiche di consumo dell’energia che assumerà probabilmente contorni da mutamentodi paradigma. Gli studi sulle nanotecnologie potrebbero portare a risultati industriali sui sistemi diaccumulo dell’energia tali da far mutare completamente, nell’arco di alcuni decenni, la composizionedel parco di autoveicoli. L’aumento, da una parte, della capacità delle batterie a bordo deiveicoli, mantenendo elevate prestazioni e ridotte dimensioni, e la riduzione, dall’altra, dei tempidi ricarica a tempi compatibili con una breve attesa a una “stazione di rifornimento elettrico” (senzaquindi la necessità di coniugare la ricarica con la “sosta” del veicolo, ma solo con una “fermata”),saranno i due fattori su cui si misurerà la velocità della rivoluzione della mobilità elettrica.La prospettiva entro cui inquadrare correttamente la “tempesta di innovazione” che sta per arrivaresul settore elettrico è, dunque, più generale: non riguarda solo le reti elettriche in sensostretto, ma investe l’intero sistema, comprendendo gli usi finali dell’energia, inclusi quelli oggi nonpraticati se non in modo assolutamente trascurabile, come la mobilità elettrica (individuale e commerciale).È auspicabile (ed è compito del regolatore) che il traguardo finale di un simile processo, che si articoleràsu un orizzonte temporale molto esteso, veda sempre al centro l’utente finale del sistema.La necessità di un approccio centrato sull’utente (user-centric) è stato del resto il principale messaggiometodologico del documento di consultazione dell’associazione europea dei regolatori dell’energiaERGEG sul tema delle Smart Grid pubblicato alla fine del 2009. Tale approccio deverimanere un caposaldo non solo dell’azione delle autorità indipendenti di regolazione dell’energiadei diversi Stati membri dell’Unione Europea, ma anche degli operatori di rete che pianificano gliinvestimenti e dei diversi attori di mercato che – grazie a una rete più aperta, più efficace nel fornireservizi, più dotata di tecnologia “intelligente” – possono ottenere benefici economici e ambientalisuperiori ai costi, senza dubbio notevoli, che sono necessari per affrontare la “tempesta diinnovazione” con il giusto mix di visione del futuro e di responsabilità per il servizio attuale.16

Introduzionedi Maurizio Delfanti e Andrea SilvestriDopo la rivoluzione che ha portato dalle utility verticalmente integrate alla gestione secondo modellidi mercato, i sistemi elettrici della maggior parte dei Paesi, europei e non solo, stanno ora attraversandouna nuova fase di transizione: si assiste a un ripensamento delle modalità di gestionedelle reti, soprattutto di distribuzione, che devono passare da “passive” ad “attive”. Questa direzionedi evoluzione (con risvolti più tecnici della precedente) è identificata, a livello internazionale,con il termine Smart Grid, sottintendendo strutture e modalità operative fortementeinnovative che, oltre a mantenere un elevato livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema,siano anche in grado di far fronte ai numerosi problemi legati alla gestione della Generazione Diffusa,alle possibilità di controllo del carico, alla promozione della efficienza energetica e a un maggiorecoinvolgimento degli utenti finali attivi e passivi, anche con riferimento al mercato elettrico.Questa trasformazione, che coinvolge l’intero sistema elettrico, non sembra avere una forma definitané un confine preciso: adesso non basta più solo soddisfare la crescente domanda di energiaelettrica (che da sempre è stato il principale, se non l’unico, obiettivo delle reti elettriche):bisogna rispondere a nuove esigenze non racchiuse, e soprattutto non risolvibili, all’interno del solo“mondo elettrico”, che dovrà quindi incrociarsi con altre realtà come, prima fra tutte, il “mondodell’ICT” (Information and Communication Technology).La sfida, quindi, è imponente ed è ormai già iniziata; ma le idee sono ancora un po’ confuse, enon solo in relazione agli aspetti più tecnici o di dettaglio. Infatti, sebbene le Smart Grid siano daqualche anno al centro del dibattito sui sistemi elettrici, è difficile ad oggi individuare anche soltantouna definizione univoca e codificata, mentre sembra più facile porre di volta in volta l’accentosu di un punto specifico, a seconda del contesto, con il rischio, appunto, di ingenerare confusione.Il risultato è un diffuso approccio fideistico: tramite le Smart Grid, buone per ogni contesto nazionale(dai più avanzati, come in alcuni Paesi d’Europa, a quelli in via di sviluppo), e da applicare indistintamente(dalle reti di trasmissione alle reti di bassa tensione), sarà possibile risolvere ogniproblema del settore elettrico, dalla poca efficienza dei mercati al miglioramento della qualità delservizio per l’utenza finale, dando ovviamente il giusto ruolo alla ricerca.Il presente volume di EnergyLab nasce con l’intento di fornire una visione più concreta e più tecnicadell’evoluzione in corso e delle reali cause sottese, con l’ovvio rischio (che corriamo deliberatamente)di una visione parziale del problema. Per farlo è necessario stringere l’attenzione dalcontesto internazionale a quello europeo, fino al caso italiano e regionale; ma serve anche inquadrarele diverse problematiche coinvolte in successivi orizzonti temporali, evitando di gettare losguardo troppo in là (è davvero urgente, per chi si occupa oggi di sistemi elettrici, immaginare contanta passione quello che accadrà nel 2050?).Inizialmente lo studio concentra quindi l’attenzione sul panorama europeo: in quest’ambito è indubbioche le cause prime alla base della rivoluzione in corso sono da rinvenire nello sviluppodella Generazione Diffusa: serve subito connettere le unità GD, garantendo un reale apporto (oggidi fatto nullo o negativo) alla sicurezza del complessivo sistema elettrico e alla gestione e al con-17

Smart Grid. Le reti elettriche di domanitrollo delle reti di distribuzione. La Generazione Diffusa è infatti l’unica via possibile per centrare itraguardi di aumento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, e di riduzione delleemissioni di gas climalteranti, parte del cosiddetto pacchetto “20-20-20 al 2020”. Questa letturaè suffragata anche da un’importante iniziativa promossa dalla Commissione Europea, il BandoNER300, che definisce (inter alia) i criteri e le misure per il finanziamento di tre progetti dimostrativiper la gestione delle energie rinnovabili decentralizzate (Smart Grid). Secondo tale bando, l’aumentoe lo sviluppo delle fonti rinnovabili connesse alla rete rappresentano il principale beneficioatteso dalle Smart Grid. In altre parole, le Smart Grid sono indispensabili per abilitare l’immissione– o meglio, la reale integrazione – di Fonti Energetiche Rinnovabili (FER) nella filiera elettrica.Anche a livello nazionale, recenti provvedimenti regolatori (sia dell’Autorità che dei Ministeri competenti)hanno confermato questo legame: le Smart Grid in Italia si svilupperanno in stretto rapportocon la Generazione Diffusa.Ma i traguardi europei al 2020 impongono anche un coinvolgimento attivo degli utenti finali dellereti energetiche: più in prospettiva, serve quindi anche introdurre maggiori possibilità per i clientifinali (domani magari anche “mobili”, in quanto possessori di veicoli elettrici) di aderire a segnalidi prezzo/mercato (demand response), ad esempio attraverso l’implementazione di contatori intelligenti(smart meter, cui pure è dedicato ampio spazio in questa pubblicazione).La trattazione si stringe poi al contesto nazionale; ma non è certo una scelta riduttiva, in quanto ilnostro Paese si trova in una posizione di assoluta avanguardia. Questo accade grazie agli investimentifatti a suo tempo dalle utility – si pensi al progetto Telegestore, unica applicazione al mondo su cosìvasta scala, pionieristicamente concepito da Enel; ma anche al complessivo sviluppo e concezionedella rete di trasmissione, oggi unificata nella proprietà di Terna; ma anche (e, in prospettiva, soprattutto)grazie alle coraggiose politiche di regolazione messe in campo dai policy maker. Smart meteringdiffuso su scala reale e rete di trasmissione moderna (che si potrebbe definire già smart)sono, secondo chi scrive, le principali divaricazioni del caso italiano dal contesto europeo: basandosisu tali premesse, è possibile affermare che in Italia il principale driver nella direzione delle reti attiveè costituito, oggi, dall’apporto massiccio di Generazione Diffusa sulle reti di distribuzione.Ma quali sono i nodi critici per il nostro Paese, e con quali priorità e orizzonti temporali si è scelto,finora, di affrontarli? Ancora sulla base delle specificità citate prima, il volume ha tratto dal percorsotracciato dall’Autorità di regolazione più di qualche indicazione utile. Come la Premessa diLuca Lo Schiavo ha ben spiegato, l’attenzione è stata dapprima focalizzata sui problemi derivantidalla massiccia presenza di Generazione Diffusa sulle reti di distribuzione, soprattutto in MediaTensione (MT). La Generazione Diffusa sulle reti di media (e bassa) tensione comporta notevolicriticità, principalmente legate all’inversione di flusso e alle performance degli attuali sistemi di protezioneche equipaggiano le utenze attive. La successiva Delibera ARG/elt 39/10 ha tracciato unapossibile evoluzione delle reti di distribuzione, in particolare di quelle che presentano una notevolequantità di Generazione Diffusa (inversione di flusso nell’1% delle ore di funzionamento annue),verso una modalità attiva.Proseguendo questo percorso logico, una volta limitata l’attenzione al nostro Paese (esempio nonbanale rispetto a qualsiasi altro contesto) e stretto l’orizzonte temporale a pochi anni, è stato possibiledelineare nel presente studio (frutto della collaborazione di esperti del settore) una qualchetraiettoria di evoluzione per le Smart Grid.18

IntroduzioneEd ecco dichiarato, quindi, l’obiettivo principale di questo volume: indagare e tratteggiare, in modoconcreto e definito, la prospettiva di evoluzione tutta italiana delle Smart Grid: a livello di ricerca,individuando i problemi e le possibili soluzioni di natura tecnica e regolatoria; ma anche a livellopiù operativo, descrivendo i progetti pilota in corso e i relativi benefici attesi.In linea con quanto appena detto, la successione dei sei capitoli di cui il libro si compone (e la strutturacon cui sono trattati) può essere vista secondo una duplice lettura:• in relazione al contesto geografico (da internazionale/europeo a nazionale, fino al dettaglio diun esperimento in corso in Regione Lombardia, a Milano);• in relazione alle prospettive temporali (dalle evoluzioni di lungo periodo alla traiettoria nazionaledei prossimi anni, fino ai dispiegamenti in campo appena partiti).In questa chiave di lettura il Capitolo 1, introduttivo all’intero studio, illustra gli aspetti fondamentalidelle Smart Grid; dopo aver elencato i motivi che ne incoraggiano l’implementazione nei sistemielettrici dei diversi Paesi, europei e non solo, è fornita una definizione capace di descriverne efficacementepeculiarità e obiettivi, anche su orizzonti temporali molto lunghi. Questi obiettivi sonopoi tradotti nelle funzioni abilitate dalle Smart Grid: sono descritti i servizi, le soluzioni e le infrastrutturedi supporto, ma anche i principali attori della rivoluzione in corso, dai fornitori dei serviziai soggetti che, sperabilmente, ne sono beneficiari. Affinché le nuove tecnologie implementate (inparticolare nel campo dell’ICT) permettano di superare le attuali limitazioni e rendano possibile unreale e significativo sviluppo delle Smart Grid, mantenendo alto il livello di sicurezza e affidabilitàdell’intero sistema, è necessaria una parallela evoluzione del quadro regolatorio (con ricadute essenzialmentenazionali) e del quadro normativo (di natura tecnica, con ricadute sia nazionali siainternazionali).In relazione alla modifica del quadro regolatorio, il Capitolo 2 indaga il panorama nazionale e internazionale,per individuare le aree non coperte da alcuna disposizione/regolamentazione e quellecoperte da regole, norme e disposizioni che potrebbero risultare non più valide in un contesto direte di distribuzione (specialmente MT) che evolve verso una Smart Grid. È necessario analizzare,infatti, tutte quelle condizioni di sistema che si devono realizzare affinché l’investimento in tecnologiesmart possa effettivamente dispiegare tutte le proprie potenzialità, valutando le condizioniper una “gestione smart” in primo luogo dell’offerta e successivamente della domanda di energiaelettrica a livello di mercato, di compravendita dell’energia e di gestione del servizio di dispacciamento,con particolare riferimento al ruolo che le imprese di distribuzione dovranno assumere nelfuturo, e con attenzione al contesto nazionale, fornendo una specifica trattazione del quadro regolatorioitaliano relativo alla Generazione Diffusa e agli incentivi previsti a sostegno di progettipilota sulle reti attive.Sempre in relazione al contesto nazionale, ma con riferimento alla modifica del quadro tecniconormativo,il Capitolo 3 descrive in modo approfondito l’impatto della Generazione Diffusa sulcomplessivo sistema elettrico, e in particolare sulle reti di distribuzione italiane. Infatti, sebbenegli incentivi e le politiche di sostegno alle FER permetteranno, forse in modo non del tutto virtuoso,di raggiungere con alcuni anni di anticipo gli obiettivi “20-20-20”, c’è bisogno che le reti siano ingrado di accogliere questa crescente quantità di energia. Attraverso analisi di hosting capacity, effettuatesu un campione di reti MT molto esteso, è stato possibile determinare che i vincoli piùstringenti alla potenza installabile dipendono da fenomeni (regolazione di tensione, problemi le-19

Smart Grid. Le reti elettriche di domanigati alle protezioni di interfaccia, limiti termici sulle linee) tutti connessi all’inversione del flusso dipotenza, che rappresenta il primo indicatore di “attività” delle reti, per cui si rende necessario losviluppo, in tempi brevi, di tecnologie e soluzioni che permettano di implementare prototipi diSmart Grid basati sull’uso di tecnologie di comunicazione.Tali tecnologie, spesso citate sotto l’acronimo di ICT e ampiamente discusse nel Capitolo 4, ad oggirappresentano l’unico approccio in grado di risolvere i nuovi problemi delle reti di energia: solo unuso intelligente dei sistemi di comunicazione permette infatti di superare le attuali limitazioni erende possibile un reale e significativo aumento del contributo di Generazione Diffusa mantenendoalto il livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema, nonché di qualità del servizio reso all’utenza.Nel corso di questo capitolo sono quindi descritte tutte le tecnologie di comunicazione subitoapplicabili al fine di monitorare, controllare e coordinare le reti elettriche; sono inoltre illustratialcuni scenari di interazione tra i due sistemi, con particolare attenzione allo smart metering, elementochiave, su orizzonti temporali più lunghi, della nuova architettura in grado di coinvolgereattivamente l’utente finale nella gestione delle Smart Grid.Per un reale progresso nella direzione delle reti del futuro tutte le soluzioni devono poi esseresperimentate su reti reali, con clienti finali e utenti attivi (carichi e generatori). Ad oggi si assistea un crescente numero di progetti dedicati alle Smart Grid che trattano in maniera diversificata ecapillare diverse problematiche. Si spazia da attività che promuovono, a tutti i livelli, lo sviluppodella rete verso standard più evoluti, attraverso la cooperazione e la condivisione delle risorse diricerca, a progetti sperimentali di implementazione e integrazione nel sistema elettrico di particolaritipologie di impianti da FER, a programmi per la diffusione dello smart metering e l’efficienzaenergetica. Le iniziative hanno estensioni tra loro molto differenti: alcune coinvolgono soggettidell’industria, operatori e istituti di ricerca a livello globale e nazionale (ampiamente trattate nelCapitolo 5); altre sono invece più circoscritte nella loro estensione ma numerose, anche se ci si riferisceal solo contesto nazionale. Per questo motivo si è scelto di dar conto di una specifica iniziativa,in corso nell’ambito della Regione Lombardia, a Milano (Capitolo 6).In particolare, nel corso del Capitolo 5 verranno illustrate alcune delle principali iniziative riguardantile Smart Grid, seguendo un ordine logico che va via via a focalizzarsi sul nostro contesto nazionale.Si partirà dalle iniziative a più ampio respiro internazionale, analizzando i principali progettiattivi al di fuori dell’Europa, e successivamente, stringendo l’attenzione verso il panorama continentale,si passeranno in rassegna le iniziative promosse o finanziate dalla Commissione Europea,quelle nel campo degli istituti di ricerca, o che vedono il diretto coinvolgimento dei DSO (DistributionSystem Operator) e dei TSO (Transmission System Operator) europei. Infine, si arriverà a descrivereil panorama italiano che è di sicuro ai vertici di questa rivoluzione.Seguendo questa direzione giungiamo all’ultimo capitolo, che, attraverso una descrizione dettagliatadi un progetto specifico, prova a declinare le idee e i principi in azioni e soluzioni reali e concrete.Focalizzando quindi l’attenzione su un contesto geografico specifico – l’Italia, e in particolarela regione Lombardia – e su un orizzonte temporale immediato – gli anni da qui al 2015 – il progettoMilano Wi-Power, sviluppato in collaborazione con A2A, implementa direttamente sul campole soluzioni alle problematiche più urgenti introdotte dalla penetrazione della Generazione Diffusanelle reti di distribuzione italiane. L’evoluzione proposta consiste in un nuovo sistema di automazionedi rete munito di un idoneo canale di comunicazione tra le protezioni di Cabina Primaria del20

IntroduzioneDSO e le unità Generazione Diffusa che ad essa afferiscono, al fine di risolvere le problematichelegate all’inversione di flusso, e in particolare agli attuali Sistemi di Protezione di Interfaccia delleutenze attive, e permettere un immediato aumento della Generazione Diffusa nell’ottica delleSmart Grid. Ma anche qui, speriamo di aver colto alcuni particolari senza perdere di generalità: infatti,le soluzioni di principio mostrate con riferimento a un caso specifico (il progetto incentratosu Milano, appunto) sono in corso di traslazione in molte delle iniziative di Smart Grid che l’Autoritàha recentissimamente (febbraio 2011) ammesso al trattamento incentivante della già citataDelibera 39/10.Chiudiamo questa introduzione alla lettura del volume con un caveat. Si è cercato di fornire, inmodo semplice e diretto, qualche strumento utile per comprendere questa nuova frontiera: unafrontiera oltre la quale, però, si possono già intravvedere infinite opportunità tutte ancora da esplorare.Di più: alla data di stampa del volume alcune importanti iniziative sono in corso, specie sulfronte regolatorio. Sono alle viste provvedimenti legislativi in grado di influenzare in maniera decisivalo sviluppo delle reti attive in Italia: questi sviluppi recentissimi, ma anche altri (magari tecnologici)comunque in progress, suggeriscono di considerare il presente volume come uno “statodell’arte” su una materia che (fortunatamente) sta evolvendo con molta rapidità e fermento.Da ultimo, ma non meno importante, un ringraziamento per gli autori dei singoli capitoli del volume,che hanno saputo declinare le proprie conoscenze di esperti del settore in un modo efficaceper gli scopi specifici di questo nostro studio; in particolare, si ringraziano gli ing. Davide Falabrettie Valeria Oliveri per l’impegno costantemente profuso durante tutte le fasi della lavorazione, siaper la scrittura dei capitoli di rispettiva pertinenza, sia per la preziosa opera di armonizzazione delcomplessivo lavoro.21

Capitolo 1Definizioni e obiettivi delle Smart Griddi Massimo Gallanti e Giuseppe Mauri

Smart Grid. Le reti elettriche di domani1.1 GeneralitàLa protezione dell’ambiente, la necessità di mitigare i cambiamenti climatici riducendo le emissionidi gas climalteranti e la diminuzione delle riserve di combustibile fossile stanno portando a un crescentesfruttamento delle risorse energetiche rinnovabili, principalmente quelle di tipo eolico e solare.Queste forme di energia sono spesso di tipo intermittente, dipendendo dalle condizionimeteorologiche, dai cicli giorno/notte e delle stagioni, e richiedono perciò di essere opportunamenteconiugate con l’esigenza degli utilizzatori finali di disporre di un flusso di energia elettricasempre adeguato alle proprie necessità.La via per arrivare alla gestione efficace dello scenario che si sta profilando si basa sulla disponibilitàdi reti e infrastrutture elettriche controllate in modo intelligente, in grado di gestire in manierainnovativa i flussi di potenza e di fornire ai clienti finali adeguati segnali di prezzo, che listimolino a un impiego efficiente dell’energia. In questo quadro si inserisce anche la diffusione dellamobilità elettrica su strada (auto elettrica) che, accanto alla riduzione locale degli inquinanti (specialmentenelle grandi città) renderà fruibili, in prospettiva, risorse aggiuntive per l’ottimizzazionedel sistema elettrico nel suo complesso.La consapevolezza di un accresciuto ruolo delle reti elettriche ha portato al concetto di Smart Gride alla spinta innovativa ad esso correlata. La Smart Grid (SG) è una concezione innovativa di infrastrutturadi rete che, con i limiti imposti dalla complessità e dall’estensione dell’infrastruttura esistente,ha come obiettivo primario supportare la strategia per un sistema elettrico affidabile,sostenibile e competitivo [1], in un contesto energetico in forte evoluzione.Nel seguito si affronteranno gli aspetti fondamentali delle SG, iniziando con l’individuare una definizioneadatta a descriverne efficacemente peculiarità e obiettivi, passando successivamente adaffrontare i motivi che ne incoraggiano l’implementazione nei sistemi elettrici dei diversi Paesi evalutando i principali interventi necessari alla loro introduzione. Verranno poi presentati le funzionie i servizi di maggior interesse abilitati dalle SG, nonché le barriere da superare per permetternel’attuazione. Sarà infine introdotto il concetto di Generazione Diffusa (GD) – ossia generazione dipiccola taglia installata sulle reti di distribuzione in modo non prevedibile e non preordinato) 1 , trattatapiù approfonditamente nel Capitolo 5, con particolare riferimento alle implicazioni che essacomporta nell’evoluzione dei sistemi elettrici verso le SG.1.2 Motivazioni alla base delle Smart GridEsistono molte definizioni di SG, ciascuna delle quali evidenzia particolari aspetti (ad esempio ilruolo dell’ICT, l’evoluzione nei componenti delle reti, il ruolo del mercato, l’esigenza di assicurareuna adeguata fornitura di energia nel rispetto dell’ambiente, l’integrazione delle rinnovabili). Ai finidi questo rapporto si è deciso di adottare la definizione ERGEG (Associazione dei 27 Regolatori Europei),che estende la definizione formulata dalla European Technological Platform [2], al fine dienfatizzare il fatto che l’investimento nelle SG debba essere finalizzato a:1Per una definizione più dettagliata di Generazione Diffusa (GD) si rimanda al paragrafo 1.5.24

Definizioni e obiettivi delle Smart Grid• rispondere alle necessità del sistema elettro-energetico esistenti nel medio e lungo termine;• portare valore all’utilizzatore finale;• portare benefici diretti a tutti gli utenti delle reti.Definizione [3]: Smart Grid is an electricity network that can cost efficiently integrate the behaviour andactions of all users connected to it – generators, consumers and those that do both – in order to ensureeconomically efficient, sustainable power system with low losses and high levels of quality and securityof supply and safety.Traduzione: La Smart Grid è una rete elettrica che integra e gestisce in modo efficiente il comportamentoe le azioni di tutti gli utenti connessi alla rete (generatori, punti di prelievo, e punti con presenza di generazionee prelievo), con l’obiettivo di garantire un funzionamento economicamente efficiente del sistemaelettrico, con basse perdite, con un elevato livello di sicurezza, continuità e qualità della fornitura.❑ 1.2.1 I driver politici delle Smart GridLe SG sono una risposta a specifiche richieste avanzate dal mondo politico a livello globale (G8,G20), europeo (EC) e italiano, di tendere verso uno sviluppo sostenibile, cioè rispettoso dell’ambiente,durevole nel tempo (sicurezza degli approvvigionamenti) e capace di ridurre i costi perl’utente (regime di mercato competitivo).In questo quadro si collocano gli obiettivi del “pacchetto clima-energia” (noto altresì come “pacchetto20-20-20”) [4], con il quale i Paesi UE si sono impegnati, per il 2020, a ridurre del 20%le emissioni di gas a effetto serra rispetto al 1990, a garantire che il 20% del consumo finale lordodi energia sia soddisfatto da fonti rinnovabili e a ridurre il consumo di energia del 20% rispettoalla previsione dello scenario tendenziale. Il terzo pacchetto energia promulgato nell’estate 2009[5] [6] ha ribadito che nel sistema elettro-energetico europeo dovrà avere grande spazio la produzionedi energia elettrica da fonti rinnovabili (tanto da grandi impianti lontani dai centri di produzione,come gli impianti eolici nel Mare del Nord, quanto dalla GD sul territorio, quale laproduzione da impianti fotovoltaici), ma anche la possibilità di orientare le abitudini di consumodegli utilizzatori finali, per cogliere al meglio le opportunità offerte dalle diverse forme di generazionerinnovabile. Per conseguire tali obiettivi è necessario un potenziamento della rete elettricae una gestione ottimizzata dei flussi di energia, grazie all’apporto di nuove tecnologie, trale quali l’ICT, l’elettronica di potenza e i sistemi di accumulo [7].A livello globale le SG sono considerate un aspetto imprescindibile dell’evoluzione del sistemaelettrico, essenziale per far fronte alle mutate esigenze energetiche. La piattaforma tecnologicaeuropea sulle SG (SmartGrids Technology Platform) [1] ha identificato le necessità a cui dovrannofar fronte le reti del futuro, le tecnologie e gli interventi di policy necessari per realizzarele SG. Di fatto le SG guideranno la transizione dalla concezione attuale delle reti elettriche versoun approccio più moderno, ottimizzato, di un’infrastruttura in grado di scambiare informazioni inmodo bidirezionale con tutti i clienti connessi e di adattarsi alle diverse situazioni, anche in casodi guasto. Nel concetto di SG, la rete elettrica esistente e le tecnologie di comunicazione si integranoin un’unica infrastruttura in modo da formare un nuovo sistema intelligente. In esso i produttori,i consumatori e i sistemi di accumulo interagiscono in un mercato libero, favorendol’entrata sul mercato di nuovi attori anche di piccola dimensione. I driver che conducono versole SG sono riassunti in Figura 1.25

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniFigura 1.1 Driver verso le Smart GridLe spinte verso l’efficienza energetica di carattere globale (non solo elettrico) favoriranno un aumentodella domanda di elettricità (ad esempio incremento della mobilità elettrica e conversionedei sistemi di climatizzazione verso le pompe di calore). La domanda elettrica stessa, anche invirtù di questi nuovi utilizzi dell’energia, potrà e dovrà giocare un ruolo più partecipe, “attivo”.❑ 1.2.2 I fattori abilitanti delle Smart GridI fattori abilitanti delle SG sono sia le tecnologie, in particolare l’ICT, che permetteranno l’integrazionedelle risorse energetiche diffuse e rinnovabili e la partecipazione attiva della domanda, sia i nuovi modellidi business, che prevedono relazioni, transazioni, pagamenti e remunerazioni quanto più possibileadeguati ai reali servizi offerti/richiesti ai diversi attori e al sistema nel suo complesso. Aiconsumatori saranno resi disponibili nuovi servizi, di cui si dovrà valutare l’impatto sociale anche attraversoi progetti dimostrativi in campo, che coinvolgeranno clienti reali. Solo a valle di azioni diquesto tipo si potranno finalizzare i modelli di business per rendere tali servizi disponibili. Le seguentiFigure schematizzano come le SG siano strumentali al conseguimento degli obiettivi politici (Figura1.2) e come esse si avvalgano a loro volta di tecnologie e modelli di business dedicati (Figura 1.3).26

Definizioni e obiettivi delle Smart GridFigura 1.2 Tecnologie e modelli di business strumentali alle Smart GridFigura 1.3 Driver e fattori abilitanti delle Smart Grid27

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniPer coinvolgere il consumatore finale come attore nei nuovi modelli di business è necessarioaprire con esso un canale di comunicazione bidirezionale. Per soddisfare alcune esigenze (primariamentedi natura commerciale), il mezzo di comunicazione più adeguato (economico, pervasivoe già con molte delle funzionalità necessarie) è l’infrastruttura dei contatori elettronici. Per questaragione è opinione comune che il cammino verso le SG sarà agevolato dalla diffusione dei misuratoridi elettricità intelligenti [8]. Come previsto nel Terzo pacchetto energia [5], i misuratoriintelligenti sono lo strumento per trasmettere agli utenti finali prezzi dell’energia che rispecchinoi reali costi di produzione e di fornitura di prodotti e servizi. I contatori elettronici sono consideratiil primo passo verso le SG perché abilitano l’interazione della rete con un gran numero diutenti/utilizzatori [7].Le SG non si limiteranno però alla diffusione dei contatori elettronici. Per fornire un servizio orientatoal cliente, garantire il mantenimento o il miglioramento del livello di qualità della fornitura, richiederannofunzionalità nuove a tutti gli attori delle reti. Gli adeguamenti richiesti al sistemaelettrico saranno necessariamente di ampio spettro, avranno conseguenze sulla progettazione,pianificazione e operazione, e interesseranno in misura diversa tutti i portatori di interesse del sistemaelettrico [9].Portatori di interesse nelle Smart Grid1. Produttori (centralizzati, decentralizzati e prosumers)2. Utilizzatori (finali puri)3. Operatori delle reti di trasmissione (TSO)4. Operatori delle reti di distribuzione (DSO)5. Venditori di energia (elettricità, gas, acqua e calore)6. Operatori di bilanciamento e loro coordinatori, compresi gli aggregatori (controllo della domanda,degli accumuli e della fornitura di potenza reattiva)7. Fornitori dei servizi di misura8. Operatori del mercato elettrico (raccolta e negoziazione delle offerte)9. Operatori delle reti di comunicazione10. Fornitori di tecnologia per le Smart Grid11. RegolatoriLa transizione del sistema di trasmissione verso le reti “intelligenti” richiede solo pochi adattamenti(le reti di trasmissione europee hanno già un elevato livello di intelligenza), mentre per ilsistema di distribuzione è invece necessaria l’attuazione di interventi pervasivi, al fine di compiereil suddetto passaggio. Esso richiede in particolare la verifica delle tecnologie e dei modelli di businesstramite adeguate sperimentazioni, da svolgersi su dimostratori significativi di problemi reali.Diverse iniziative sono state avviate, con il supporto finanziario della Commissione Europea nell’ambitodel 7° Programma Quadro per la Ricerca, per promuovere lo sviluppo di progetti pilota diSG in vari Paesi europei. Anche a livello italiano sono state attivate analoghe iniziative. Ad esem-28

Definizioni e obiettivi delle Smart Gridpio la recente Delibera ARG/elt 39/10 [10] ha aperto ai distributori la possibilità di usufruire di unsupporto tariffario per progetti pilota che prevedano lo sviluppo e l’installazione di apparati innovativinella gestione, regolazione e protezione delle reti elettriche in media tensione(cfr. paragrafo 3.3.3).In Figura 1.4 sono evidenziati i principali elementi che caratterizzano una SG e il sottoinsieme diquest’ultima che fa capo ai sistemi di misura elettronici.Figura 1.4 Ambito di una Smart Grid e dello smart metering (Fonte ERGEG [3])1.3 Il sistema elettrico verso le Smart GridLa disponibilità di elettricità è di cruciale importanza per la società moderna. Le infrastrutture critiche(di informazione e comunicazione, i sistemi di trasporto, l’organizzazione sanitaria e i relativiprocessi, ecc.) dipendono dalla continuità e dalla qualità della fornitura di energia elettrica.Anche se è possibile mitigare gli effetti più dannosi di un’interruzione del servizio tramite l’utilizzodi sistemi di alimentazione autonomi (ad esempio i gruppi elettrogeni), il costo di questi sistemi èelevato e per questo limitato alle sole funzioni essenziali.29

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniI sistemi elettrici sono realtà estremamente complesse: con estensioni geografiche molto vaste,essi devono garantire il costante equilibrio tra generazione e consumo, per mezzo di sofisticati sistemidi controllo automatici e la supervisione di operatori esperti in centri di telecontrollo. Talenecessità è dettata dalla scarsa immagazzinabilità, a basso costo e in grossi quantitativi, dell’energiaelettrica, che richiede pertanto di assicurare continuamente il bilancio fra la potenza elettricagenerata e la potenza assorbita (i carichi più le perdite), ossia di produrre la potenza esattamentequando serve.L’equilibrio deve essere garantito rispetto a tutte le perturbazioni che interessano il sistema, tantole lente fluttuazioni del carico dovute ai diversi valori di prelievo nel corso della giornata quantole “contingenze di sistema” dovute a improvvisa indisponibilità di elementi di rete (ad esempiolinee e trasformatori) o di grossi generatori, per effetto di cortocircuiti o guasti che ne determinanoil fuori servizio. Un’inadeguata gestione delle contingenze può determinare l’innesco dieventi in cascata, fino (come estrema condizione) all’instabilità del sistema elettrico e al completoblackout. Ciò è oggetto delle valutazioni di sicurezza del sistema.Già dal sintetico quadro finora presentato si possono ben comprendere le ragioni di chi affermache il sistema elettrico è “la macchina più grande” mai realizzata dall’uomo.Il soddisfacimento della domanda istante per istante, in tutti i punti della rete, è garantito principalmenteattraverso il controllo della generazione e la definizione e l’applicazione di appropriati criteridi esercizio della generazione e della rete. L’energia cinetica delle masse rotanti del sistema(essenzialmente quella dei generatori) compensa transitoriamente gli sbilanci istantanei di potenza,con variazioni di frequenza legate alle variazioni di velocità angolare delle macchine; i sistemidi controllo provvedono subito dopo a ripristinare la frequenza di riferimento, variando laproduzione dei sistemi di generazione. In realtà i fenomeni elettromeccanici (che nascono dall’interazionedi masse rotanti e fenomeni elettrici secondo le leggi dell’induzione elettromagnetica)sono solo un sottoinsieme dei fenomeni fisici che si manifestano nei sistemi elettrici, e che evolvonosu scale temporali molto diverse fra loro (Figura 1.5), dai microsecondi – è il caso dei fenomenielettromagnetici – a diverse ore – come per lo unit commitment - ossia alla definizione,giorno dopo giorno, delle centrali da mantenere in servizio sulla rete al fine soddisfare il carico incondizioni di sicurezza.Lo sviluppo del sistema di generazione e delle reti elettriche, per far fronte alla crescita della domandanelle diverse regioni del Paese, è l’obiettivo della funzione di pianificazione del sistemaelettrico. Essa deve garantire che il sistema elettrico sia sempre adeguato a soddisfare il carico intutti i punti di prelievo e nelle diverse condizioni di domanda (in particolare nella condizione di massimarichiesta). La pianificazione si occupa quindi dell’evoluzione del sistema e considera una scalatemporale con un orizzonte che supera i 10 anni.Dal quadro presentato appare evidente che la necessità di garantire il costante equilibrio tra energiaprelevata ed energia immessa sulla rete è l’obiettivo perseguito tanto dalle funzioni di esercizio,ovvero dalla gestione e controllo del sistema in tempo reale (con un orizzonte che arriva aqualche ora), quanto dalla funzione di pianificazione, che deve preoccuparsi oggi dello sviluppo delparco di generazione, della rete e di tutti gli apparati di regolazione e controllo, per far fronte alleesigenze che si presenteranno negli anni a venire.30

Definizioni e obiettivi delle Smart GridFigura 1.5 Fenomeni e scale temporali nel sistema elettrico❑ 1.3.1 La rete odiernaL’energia elettrica è principalmente prodotta in grandi centrali, trasportata per tratte lunghe anchediverse centinaia di chilometri sulle reti elettriche di trasmissione 2 ad alta o altissima tensione(132-220-400 kV) e successivamente distribuita agli utilizzatori finali in media (15-20-23 kV) ebassa (230-400 V) tensione, attraverso le reti elettriche di distribuzione 3 .Le reti elettriche di trasmissione sono strutturate e gestite in modo magliato, al fine di rendere disponibilipercorsi alternativi che possono essere utilizzati per ripartire i flussi di energia, e per farfronte a indisponibilità di componenti di rete dovute a operazioni di manutenzione o a guasti. Datala loro criticità per i servizi essenziali, le reti di trasmissione dei Paesi economicamente più sviluppatisono state le prime a essere automatizzate e oggi hanno raggiunto un elevato livello di automazione,che garantisce un’alta affidabilità e un ottimo livello di qualità e continuità della fornitura2Reti di trasmissione in alta tensione, esercite da un operatore nazionale, normalmente definito TSO (Transmission SystemOperator), Terna S.p.A. nel contesto Italiano.3Reti di distribuzione in media e bassa tensione, esercite, sotto concessione zonale, da una società di distribuzione,normalmente definita DSO (Distribution System Operator); in Italia ENEL Distribuzione risulta il principale distributore,con oltre 30 milioni di clienti BT; si registrano inoltre alcune (meno di una decina) società di medie dimensioni (superioriai 100.000 clienti) e molte (oltre un centinaio) di piccole dimensioni.31

Smart Grid. Le reti elettriche di domani(disalimentazioni ridottissime e tensione che rispetta parametri stringenti di frequenza, ampiezza econtenuto armonico). Possiamo quindi affermare che la rete di trasmissione, almeno nel nostroPaese, è già “smart”, e che i miglioramenti e le evoluzioni che interverranno (ad esempio maggiordiffusione dei collegamenti in corrente continua, più stretta integrazione con la rete degli altri Paesi)si inseriscono in un’architettura che già consente il controllo e la gestione ottimale delle risorse direte. Interventi ulteriori potrebbero riguardare lo sviluppo delle interconnessioni tra i sistemi elettricinazionali, e in particolare tra quelli europei. È infatti lecito ritenere che queste ultime sarannostrategiche nel medio-lungo termine, per poter integrare le significative produzioni attese da fontirinnovabili collocate nel nord dell’Europa e nel nord dell’Africa, creando di fatto una rete elettrica paneuropeain grado di far fluire l’elettricità da nord a sud e da est a ovest del continente.Le reti elettriche di distribuzione sono connesse alla rete di trasmissione attraverso le Cabine Primarie,che trasformano l’energia elettrica da alta tensione (AT) a media tensione (MT) e la distribuisconoper tratte che possono arrivare fino a qualche chilometro (Figura 1.6). Le linee MT sono strutturatein modo da garantire possibili percorsi alternativi, ma nella maggior parte dei Paesi, come in Italia,sono operate in modo radiale. La possibilità di realizzare percorsi alternativi consente, in caso di manutenzioneo guasto di un tratto di linea, di “contro-alimentare” 4 i restanti tratti da una diversa CabinaPrimaria; l’architettura attuale non prevede invece un esercizio della rete secondo uno schemamagliato (ad esempio per meglio distribuire i flussi di potenza). Lo stesso vale per le linee di bassatensione (BT), connesse alle linee MT attraverso le Cabine Secondarie, e gestite in modo radiale.Figura 1.6. Reti elettriche di trasmissione, distribuzione: Cabine Primarie (rosse), Cabine Secondarie (gialle)4La contro-alimentazione permette di alimentare i tratti di linea non interessati da guasti o manutenzione attraverso unpercorso alternativo a quello usuale. Per attuare questa azione è necessario aprire alcuni interruttori, per isolare il trattointeressato (dal guasto o dalla manutenzione), e chiuderne altri, che permettono di ripristinare il flusso di energia verso i trattialtrimenti isolati. Per rendere possibile la contro-alimentazione è necessario che la rete sia stata progettata per essere gestitain modo “magliato” anche nel caso in cui l’esercizio avvenga in modalità radiale (usuale in Italia per le linee MT e BT).32

Definizioni e obiettivi delle Smart GridLe reti elettriche di distribuzione MT e BT sono state concepite per operare con flussi di potenzaunidirezionali (ossia dalla cabina di trasformazione, che le collega alla rete a tensione superiore,ai punti di prelievo) per soddisfare la domanda elettrica stocastica dei clienti finali. In passato laconnessione alla rete di distribuzione di generatori di piccola taglia era considerata una situazionesporadica, pertanto non è previsto che il distributore ne gestisca l’esercizio. I generatori vengonoconnessi alla rete secondo l’approccio fit & forget, ovvero il distributore, all’atto della connessione,verifica che essi rispettino le regole tecniche di connessione e che il loro funzionamento non determiniproblemi alla rete in qualsiasi situazione di carico la rete si venga a trovare (fase di “fit”).L’impianto di generazione, una volta connesso alla rete di distribuzione, è libero di produrre quandovuole, secondo le esigenze del produttore (ad esempio soddisfacimento della domanda termica nelcaso di impianti di cogenerazione) o la disponibilità di fonti rinnovabili, con l’unico vincolo di rispettareil valore massimo di potenza immessa e le regole tecniche di connessione. Il gestore di rete,non potendo gestire in esercizio il generatore, è come se si dimenticasse della sua esistenza (forget),considerandolo un carico di segno negativo (che cioè immette anziché prelevare), in quantoanche i carichi non sono gestiti in esercizio dal distributore.❑ 1.3.2 La rete di distribuzione verso le Smart GridLe caratteristiche dei sistemi elettrici attuali, e in particolare della rete di distribuzione, delineate nelparagrafo precedente, lasciano intravedere una serie di problemi derivanti da una massiccia diffusionedi generatori di piccola taglia sulle reti di distribuzione MT e BT. In primo luogo l’applicazionedel criterio fit & forget limita di fatto la quantità di GD che può connettersi lungo le linee esistenti.Il gestore di rete, non potendo governare durante l’esercizio i generatori, né chiedere che essi adeguinola propria immissione in funzione dello stato di rete, è costretto ad applicare un approccioestremamente cautelativo, che limita notevolmente la quantità massima di generazione installabile.Tale limite potrebbe essere facilmente ampliato se solo ai generatori potesse essere richiesto di collaborareall’esercizio della rete, modificando la loro immissione in base alle esigenze di rete.Un ulteriore elemento di criticità è legato al comportamento della GD in occasione di importantidisservizi di rete. Le regole odierne impongono ai generatori di disconnettersi dalla rete di distribuzionenon appena essi rilevano una situazione di anomalia nei valori elettrici (ad esempio valoredella frequenza o tensione) misurati nel punto di connessione. Questa logica di protezionedetermina la disconnessione 5 automatica dei generatori non solo nei casi in cui la perturbazionedei valori elettrici è originata da un guasto sulla rete di distribuzione cui il generatore è connesso,ma anche in presenza di importanti disservizi sulla rete di trasmissione. In questo secondo casola disconnessione, oltre ad essere inutile ai fini della sicurezza della rete di distribuzione, ha effettidannosi sul sistema complessivo, al quale viene improvvisamente a mancare il contributo di potenzadella GD, in un momento di criticità del sistema stesso dovuto al disservizio che ha causatol’alterazione dei parametri elettrici. Per valutare la rilevanza di questa situazione di rischio, occorretenere presente che nel 2008 in Italia la potenza complessiva della GD connessa alla rete didistribuzione ammontava a 6.600 MW, per una produzione annua di 21 TWh. Il confronto di questidati con le tipiche curve di carico giornaliere dello scenario italiano, che vanno da minimi di 185In ottemperanza alla norma per le connessioni attive e passive alla rete MT e BT (Norma CEI 0-16 e CEI 0-21).33

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniMW a massimi fino a 55 MW, evidenzia quanto il potenziale contributo in termini di potenza al soddisfacimentodel carico possa essere, in talune circostanze, estremamente rilevante. Il venir menodella GD, in momenti di alta produzione e basso carico, avrebbe conseguenze serie per la sicurezzadel sistema elettrico nel suo complesso.Infine, al crescere della generazione installata, si può determinare il fenomeno dell’inversione delflusso di potenza (la corrente inverte il proprio flusso sulle linee MT e, in seguito, dalla Cabina Primariaverso la rete AT). Per governare tale fenomeno su reti concepite per essere esercite in modopuramente passivo, è necessario l’adeguamento dei sistemi di protezione e regolazione, nonché dell’automazionedi rete 6 . Quando poi l’inversione di flusso indotta dalla GD diventa più consistente ele correnti si avvicinano al limite tecnico dei conduttori, vi è anche un aumento delle perdite di rete 7 .Dalle SG ci si attende una risposta ai problemi delle attuali reti di distribuzione sopra illustrati. Essedovranno consentire una gestione dei generatori di piccola taglia e di eventuali sistemi di accumulodell’energia, arrivando fino a interfacciasi con il consumatore finale. Le nuove esigenze porteranno aevoluzioni delle reti di distribuzione verso strutture di rete e sistemi di comunicazione e controllo particolarmentecomplessi e innovativi, tali da richiedere investimenti molto consistenti sull’infrastrutturadi rete. L’esercizio della rete cambierà in modo radicale, i DSO dovranno essere in grado di riconfigurarele reti e intervenire sul funzionamento dei generatori e dei carichi ad esse connessi, garantendocomunque l’efficienza e il massimo sfruttamento possibile delle fonti rinnovabili. La Figura 1.7 rappresentaqualitativamente gli interventi da realizzare sull’attuale rete di distribuzione in funzione di un indice,la percentuale di ore in cui avviene l’inversione di flusso su una porzione della rete di distribuzione(ad esempio Cabina Primaria o linea MT), che rende conto dell’incremento della penetrazione dellaGD sulle reti MT e BT e quindi della necessità che esse evolvano verso il paradigma delle SG.Figura 1.7 Provvedimenti da adottare in funzione della frazione di ore annue in cui si verifica l’inversione del flusso6In Italia, i requisiti di Power Quality imposti dal Regolatore ai DSO (stringenti rispetto a quelli mediamente applicati a livellointernazionale) hanno indotto l’implementazione, all’interno delle reti di distribuzione attuali, di sistemi di automazione evoluti.7Gli effetti della GD sulle perdite in rete, così come ulteriori aspetti di approfondimento sulla GD, sono trattati più in ampionel Capitolo 3.34

Definizioni e obiettivi delle Smart GridModelli di business e strumenti regolatori adeguati dovranno altresì favorire un ampio e attivocoinvolgimento degli utenti finali. L’introduzione di opportuni segnali di prezzo, che rispecchianogli andamenti del costo dell’energia e degli altri costi del sistema elettrico, favorirà lo spostamentodei consumi nei periodi della giornata in cui i prezzi sono più bassi, procurando un livellamento delprofilo della domanda, con un beneficio economico per l’intero sistema elettrico.In linea con gli indirizzi politici di aumento dell’efficienza e di riduzione delle emissioni a livelloglobale e locale, saranno promossi nuovi impieghi dell’energia elettrica sul lato domanda, comel’uso delle pompe di calore e la mobilità elettrica, carichi per natura diffusi e di tipo relativamentedifferibile nel tempo. Di fatto la domanda di elettricità dovuta a questi nuovi usi finali dell’energiaaumenterà la flessibilità del sistema, dando la possibilità sia di assorbire i picchi di generazionerinnovabile non programmabile sia di differire gli assorbimenti in caso di scarsità di potenzadisponibile.Per un’esemplificazione quantitativa dell’importanza della differibilità della domanda, si considerila previsione dei nuovi consumi dovuti alla mobilità elettrica. Stimando che il consumomedio di un’auto elettrica, che percorre poco più di 50 chilometri al giorno, è pari a 2.000kWh/anno [11], la Figura 1.8 mostra l’effetto delle ricariche non controllate in una tipica cittàitaliana in un giorno feriale invernale. Ciascuna curva ipotizza un diverso scenario di diffusionedella mobilità elettrica, con penetrazione dal 5% al 20%. La possibilità di differire i prelievi perla ricarica degli autoveicoli consente un impiego più efficiente della rete di distribuzione e dellaproduzione di energia.Figura 1.8 Profilo di carico per la rete urbana per i quattro scenari di penetrazione di auto elettriche35

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniTutto questo permetterà agli utilizzatori finali di essere influenzati sulla base di informazioni relativealla produzione di energia elettrica, presente e attesa, e di partecipare attivamente alla gestionedella rete modificando il proprio profilo di consumo. La Figura 9 schematizza come, nel sistema elettricoattuale, la modulazione per garantire l’equilibrio tra generazione e consumo è totalmente a caricodella generazione (interamente gialla), mentre il consumo è del tutto non controllabile (grigio);nel sistema futuro ci si dovrà confrontare con una crescente quantità di generazione non controllabile(da fonti rinnovabili non programmabili), che dovrà essere compensata da una parte di caricocontrollabile, al fine di garantire al sistema elettrico un’adeguata flessibilità.Figura 1.9 Frazione di generazione e carico controllata (giallo) e non controllata (grigio)Sempre al fine di facilitare la modulabilità del sistema elettrico del futuro, la GD dovrà essere incentivataa dichiarare in anticipo e mantenere, oppure a modulare, il proprio profilo d’immissione 8 .8Tale funzione, che a una prima lettura potrebbe sembrare molto prospettica, è in realtà già abbozzata nel contesto nazionale.Nel dettaglio, nel “Terzo Conto Energia”, Decreto 6/8/2010, è stata introdotta la sub-specie di “sistema con profilodi scambio prevedibile”, ossia un sistema aggregato di generazione e carico in grado di prevedere e garantire il proprioprofilo di prelievo/immissione di potenza. Le motivazioni relative al calcolo ex-ante di una curva di iniezione dell’utente sonoda ricercarsi nelle funzioni di regolazione che le nuove SG consentiranno di implementare: sostanzialmente, un utenteprogrammabile (di cui cioè è noto in anticipo il profilo orario di immissione/prelievo) risulta molto utile al sistema elettrico,che deve garantire istantaneamente il bilancio energetico. È evidente come una maggiore responsabilizzazione dell’utentefinale rispetto alla previsione del proprio profilo di prelievo/immissione, e al rispetto di tale previsione, consentirebbe unariduzione dei margini di riserva, ossia una riduzione dei costi associati ai servizi ancillari della rete elettrica.Si precisa che la funzione “sistema con profilo di scambio prevedibile” non è stata recepita dalla Delibera ARG/elt 181/10,indirizzata a dettagliare le modalità applicative del DM 6 agosto 2010 (Conto Energia), in ragione delle complicazioni, siatecniche (legate alla verifica del servizio), sia regolatorie (legate all’attuale disciplina del mercato elettrico che, in alcunesue parti, richiederebbe un’evoluzione per risultare compatibile con impianti aggregati, attivi e passivi, quali quelli citati dalDM 6-8-2010), sia più generali, relative cioè alla difficoltà, ad oggi, di quantificare i reali benefici per il sistema, e quindi illivello opportuno di incentivazione.36

Smart Grid. Le reti elettriche di domani1.4 Servizi e funzioni delle Smart GridPer facilitare l’implementazione delle SG a livello di Unione Europea, la Commissione Europea hapromosso una serie di iniziative volte a definire una visione comune. I portatori di interesse sonostati chiamati a sintetizzare le loro aspettative sul sistema elettrico del futuro; sono altresì stati costituitigruppi di esperti con diverse finalità, tra cui l’identificazione dei servizi e delle funzionalitàdelle SG. L’interesse di questi gruppi di lavoro ha riguardato le reti elettriche sia di distribuzioneche di trasmissione; infatti, la diffusione della generazione sulle reti di distribuzione inevitabilmenteimpatterà anche su quelle di trasmissione, che dovranno compensare eventuali squilibripossibili sulle reti a tensioni minori, a fronte di un’elevata penetrazione di GD. Il presente paragraforiassume i contenuti del documento finale [17] prodotto dal Expert Group 1 (EG1) Functionalitiesof smart grids and smart meters Group della Task Force for Smart Grids voluta dallaCommissione Europea per individuare le azioni necessarie alla realizzazione delle SG, secondoquanto previsto dal Terzo Pacchetto Energia.❑ 1.4.1 Reti di trasmissioneLe reti di trasmissione possiedono già oggi molte tra le caratteristiche proprie delle SG. Tuttavia anch’esserichiedono alcuni adeguamenti per offrire tutta la flessibilità necessaria a integrare non solola GD connessa alle reti elettriche di distribuzione (oggetto principale di questo volume), ma anchela grande produzione da energia rinnovabile non programmabile (ad esempio eolico onshore e offshore)localizzata in aree distanti dai siti di consumo, attraverso nuove interconnessioni, corridoi dienergia,capacità di controllare flussi di potenza e sistemi di accumulo (concetto di Supergrid [15]).La politica energetica europea [5] ha delineato un percorso verso le reti di trasmissione più intelligenti,che prevede precise responsabilità per gli operatori del sistema di trasmissione (TSO) e la sottomissionealle autorità regolatrici di un piano di sviluppo di rete di medio termine (10 anni), da aggiornareogni due anni. Inoltre la direttiva (2009/714/CE) [16] richiede a tutti i TSO europei di collaborare attraversol’ENTSO-E 9 per armonizzare i propri codici di rete, integrare il mercato di bilanciamento transfrontaliero,armonizzare e standardizzare i dati da scambiare, con l’obiettivo ultimo di giungere adun mercato europeo dell’energia. Per incrementare la capacità di trasmissione, le reti intelligenti di trasmissionedovranno appoggiarsi a database aggiornati in tempo quasi reale, migliorare il monitoraggioe il controllo in tempo reale dello stato operativo del sistema e dei flussi di potenza.❑ 1.4.2 Coordinamento tra le reti di trasmissione e di distribuzionePer garantire l’integrazione della GD nel rispetto della sicurezza globale del sistema, è necessario coor -dinare l’esercizio tra la rete di trasmissione e le reti di distribuzione. Più in dettaglio, occorre assicurare:• un miglior coordinamento per la gestione delle situazioni di emergenza sulla base di procedure comuni;piani di difesa in grado di governare il contributo della GD e della domanda attiva, anche durantesituazioni di emergenza a livello europeo; nuovi attori (ad esempio aggregatori di domanda)potranno essere chiamati a condividere con i gestori di rete la responsabilità di tal fine, anche responsabilizzandosinei confronti degli operatori di sistema e del sistema elettrico in generale;9European Network of Transmission System Operators for Electricity (https://www.entsoe.eu/).38

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniI principali servizi che dovranno essere assicurati dalle SG sono riportati nel seguito, indicandoanche il fornitore e il principale beneficiario del servizio.1.4.3.1 Nuove esigenze di integrazioneLe SG dovranno garantire l’integrazione della GD e assicurare l’energia necessaria ai nuovi usielettrici finali, come le pompe di calore per il riscaldamento e l’energia richiesta per la mobilità elettrica.Tale servizio è svolto dal distributore, mentre i vantaggi sono a livello di intero sistema (produttoridi energia elettrica, consumatori, proprietari e gestori di sistemi di accumulo). La sfidatecnologica e normativa è quella di assicurare l’integrazione della GD, salvaguardando il mantenimentodell’integrità di rete e un adeguato livello di sicurezza. La connessione delle nuove risorseenergetiche deve avvenire in maniera trasparente, agevolando anche la connessione delle nuovetipologie di carico. I gestori della rete di distribuzione dovranno porre particolare attenzione allaconnessione in rete della GD non programmabile, che richiede supervisione da parte dei sistemidi gestione dell’energia. Le caratteristiche tecniche dei generatori dovranno essere rese note al distributore,al fine di consentire la fornitura di servizi alla rete. È importante raccogliere dati sullaqualità del servizio per controllare come influiscono su di essa i nuovi soggetti connessi alla rete,e rendere sempre disponibile una corretta e completa informazione agli utenti della rete.Fornitori dei servizi: operatori delle reti di distribuzione.Principali beneficiari: produttori, utilizzatori (inclusa la mobilità elettrica), operatori del bilanciamento(inclusi i proprietari di accumuli).1.4.3.2 Migliorare l’esercizio della reteLe SG contribuiranno a ridurre i tempi di fuori servizio a fronte di guasti o anomalie, contribuendoa migliorare la continuità del servizio elettrico. Esse saranno dotate di funzioni di riconfigurazioneautomatica e ottimale della rete e di protezioni che si adattano dinamicamente alla topologia dellarete. Saranno sviluppate nuove funzionalità per il controllo dei flussi di potenza e delle tensioni ainodi, che faranno affidamento sui servizi messi a disposizione dalle risorse di rete (GD, sistemi diaccumulo, carichi controllabili). Le informazioni aggiornate sui flussi di potenza attiva e reattiva darannoanche la possibilità di prevenire criticità di esercizio, di programmare tempestivamente losviluppo della rete e valutare le opzioni per la connessione di nuova GD. Grazie alla disponibilitàdi sensoristica distribuita a basso costo, saranno realizzati sistemi di monitoraggio dei componentidi rete, che consentiranno di applicare tecniche di manutenzione avanzate allo scopo di ridurre idisservizi e ottimizzare la gestione dell’asset di rete.Fornitori dei servizi: operatori delle reti di distribuzione, fornitori dei servizi di misura.Principali beneficiari: utilizzatori, produttori, venditori di energia, operatori delle reti di distribuzione.1.4.3.3 Sicurezza e qualità della fornituraLe funzionalità introdotte dalle SG consentiranno di migliorare la sicurezza del sistema tramite unagestione più efficace e puntuale delle risorse connesse alla rete. L’obiettivo è l’incremento dellaquantità di GD connessa alla rete, senza compromettere la sicurezza e la qualità della fornitura.Fra le funzioni innovative di maggior rilevanza per la sicurezza del sistema figura il comando daremoto della disconnessione dei generatori in caso di guasto, ossia il telescatto, che, come illu-40

Definizioni e obiettivi delle Smart Gridstrato nel Capitolo 3, consente di superare la gestione basata su logiche locali (ad esempio minima/massimatensione e frequenza) dell’attuale protezione di interfaccia del generatore. In talmodo i generatori connessi alla rete di distribuzione si disconnettono solo quando è presenteun’anomalia su tale rete, mentre rimangono connessi per disturbi che si originano sulla rete di trasmissione.Sempre in riferimento alla risposta a contingenze, le nuove capacità di coordinamentodelle protezioni, rese possibili dalla disponibilità di una rete di comunicazione, consentiranno di realizzareprocedure di ricerca guasto molto evolute, automatizzate e veloci, che minimizzeranno itempi di fuori servizio con marcati vantaggi sulla continuità della fornitura. Alla sicurezza della fornituracontribuiranno anche funzioni per l’alleggerimento di carico entro tempi definiti, intervenendosui carichi distribuiti che hanno dato la disponibilità alla disconnessione.Fornitori dei servizi: operatori delle reti di distribuzione, aggregatori, venditori di energia.Principali beneficiari: produttori, utilizzatori, aggregatori, operatori delle reti di distribuzione, operatoridelle reti di trasporto.1.4.3.4 Nuovi criteri per la pianificazione degli investimentiAttraverso una miglior conoscenza della rete e del suo reale utilizzo, sarà possibile svilupparla in modoottimizzato, tenendo conto delle esigenze degli utenti (carichi, generazione, sistemi di accumulo) chedovranno essere connessi. L’impiego di metodologie per un esercizio attivo della rete di distribuzione,che consentono al gestore di rete di intervenire sui profili di immissione dei generatori connessi, permetteun miglior sfruttamento della rete attuale e ne ritarda le esigenze di sviluppo in termini di nuovelinee e/o nuovi trasformatori. Si potranno applicare strategie più sofisticate di manutenzione e di sostituzionedei componenti, grazie alla disponibilità di informazioni sul loro effettivo utilizzo.Fornitori dei servizi: operatori delle reti di distribuzione, fornitori dei servizi di misura.Principali beneficiari: utilizzatori, produttori, operatori del bilanciamento (inclusi i proprietari di sistemidi accumulo).1.4.3.5 Migliorare le funzionalità del mercato e dei servizi ai clientiUn’informazione più ricca e tempestiva agli utenti dei propri consumi o immissioni in rete ne aumenteràla consapevolezza e quindi favorirà un impiego più efficiente dell’energia e un accesso piùinformato al mercato. I contatori elettronici di nuova generazione permetteranno l’adozione di tariffemulti orarie e/o di tariffe variabili dinamicamente in funzione dello stato del sistema (ad esempiotariffe di picco critico) che, abbinate a programmi di controllo della domanda e di controllodiretto dei carichi, possono portare indubbi benefici ai clienti disposti a flessibilizzare la propria domanda.Una domanda flessibile determina anche la riduzione dei prezzi dell’energia nelle ore dipunta. Infine ci sarà spazio per la nascita di nuovi soggetti di mercato (ad esempio aggregatori),che offriranno ai gestori di rete nuovi servizi (ad esempio interrompibilità diffusa, profili di immissione/prelievoprevedibili, ecc.) ottenuti aggregando le disponibilità fornite da un grande numerodi utenti, che da soli non potrebbero accedere al mercato.Fornitori dei servizi: venditori di energia, fornitori di applicazioni e servizi, fornitori di piattaformeper la borsa elettrica, operatori delle reti di distribuzione, fornitori dei servizi di misura.Principali beneficiari: utilizzatori, venditori di energia, fornitori di tecnologia per le SG (inclusi gliapplicativi).41

Smart Grid. Le reti elettriche di domani1.4.3.6 Coinvolgimento del consumatoreI misuratori intelligenti saranno gestiti da remoto, effettuando registrazioni di immissioni e prelievidi potenza attiva con una adeguata granularità. I dati riguardanti prelievi, immissioni e segnali diprezzo saranno inviati tramite il sistema dei contatori intelligenti ai display domestici o ad altri dispositiviutili all’interazione con l’utente finale. Il coinvolgimento del consumatore finale è un elementocardine nelle SG, sia per le potenzialità commerciali, sia per le necessità di modulazione edelasticità che verranno richieste al consumatore finale. La sfida dei progetti di ricerca ad oggi attivirisiede nell’identificazione di modalità efficaci di informazione dei clienti finali e di interazionecon essi, in grado di coinvolgerli fornendo servizi senza richiedere complesse o impegnative azionida parte dei clienti finali stessi.A livello internazionale spesso si utilizza il termine “awareness”, per indicare la funzione di informazionedel cliente circa il proprio comportamento energetico, ma anche la possibilità di regolazioneofferta dal mercato (il prezzo dell’energia ed eventuali incentivi a spostare/modulare il proprioprofilo di prelievo/immissione) includendo, infine, anche la valutazione degli strumenti e delle modalitàsecondo le quali tutte queste funzioni potrebbero svolgersi (a partire da display domestici,a servizi web, all’uso di SmartPhone, e così via).L’interfaccia fra il cliente finale e la rete elettrica dovrà essere mantenuta a livello di contatore dell’energia,gestita da remoto, con la possibilità di effettuare registrazioni di immissioni e prelievi dipotenza attiva con una adeguata granularità. L’interazione del cliente finale potrà avvenire in modalitàdiversificate sia con il distributore (la società che gestisce la rete di distribuzione) che conil fornitore di energia (la società che svolge il servizio commerciale di vendita dell’energia).Fornitori dei servizi: venditori di energia, fornitori dei servizi di misura, operatori delle reti di distribuzione,ESCO.Principali beneficiari: utilizzatori, produttori.❑ 1.4.4 Barriere all’implementazione delle Smart GridNon esiste una singola modalità di implementazione delle SG appropriata per tutti i mercati e pertutti i sistemi elettrici. Ciascun mercato ha infatti le sue specificità politiche e le sue regole, chedeterminano i requisiti delle rispettive SG. Anche in riferimento all’aspetto tecnico, le reti di distribuzionehanno modalità di esercizio e livelli di automazione significativamente diversi da area adarea, oltre che nei diversi Paesi. Nonostante queste diversità la transizione verso le SG comportasempre il superamento di barriere, di natura tecnologica e non, simili in tutto il mondo. Le barrierecomuni che ogni Paese si trova ad affrontare nella transizione verso le SG sono state classificatee riassunte da un gruppo di lavoro in ambito Major Economic Forum [18] e riportate nellaFigura 1.12.42

Definizioni e obiettivi delle Smart GridBarriere diMercatoPolitica & RegolamentazioneFinanziamento• Incertezze di mercato e politichenon chiare sulle strutture di mercatoe sulle regole• Incertezza delle entrate dovute alleregole• Difficoltà nella definizione delle prioritàdegli investimenti tecnologici• Frammentazione dei casi di businessBarrierePubblicheCoinvolgimento Consumatori• Bassa consapevolezza e coinvolgimentodel pubblicoBarriereTecnologicheTecnologieStandardCompetenze e ConoscenzeSicurezza Informatica &Privacy dei Dati• Mancanza di coordinamento R & D• Mancanza di sviluppo di progetti sularga scala• Garanzie di interoperabilità e scalabilità• Frammentazione e lungo processonelle standardizzazioni tecnologiche• Tutela delle proprietà intellettuali• Insufficienza di risorse qualificate• Comprensione limitata delle SG nellapianificazione pubblica• Minacce alla sicurezza informaticadelle reti e dell'informazione dei consumatori• Preoccupazioni per uso impropriodei dati privatiFigura 1.12 Barriere all’implementazione delle Smart GridBarriere di mercatoLe SG renderanno disponibili una quantità di nuovi servizi che creeranno valore per i diversi attoridel sistema elettrico: i clienti finali, gli operatori delle reti di distribuzione, i “sistemi Paese” insenso lato. Le amministrazioni ritengono importante favorire le industrie che investono in tecnologieper le SG. Tra queste industre vi sono le utility elettriche, le società che sviluppano le reti dicomunicazione, anche domestiche, i costruttori di microcogeneratori e di dispositivi tecnologiciper gli usi finali dell’energia, di veicoli elettrici, di batterie, di sistemi di ricarica e delle infrastrutturedi fatturazione per la mobilità elettrica.In questo contesto, politiche non chiare possono ostacolare le SG, accrescendo l’incertezza sulloscenario a tendere, sulle regole che verranno definite e sulle tecnologie sulle quali sarà utile investire.Per loro natura, infatti, i mercati allocano risorse dove più elevata è la crescita attesa, in altreparole sulle tecnologie che ne risulteranno determinate. Le autorità regolatorie si dovranno quindiadoperare per favorire la concorrenza, lasciando al mercato libero il compito di decidere quali sarannole migliori soluzioni e tecnologie. La mancanza di chiarezza circa lo scenario a tendere (il43

Smart Grid. Le reti elettriche di domanimercato, i ruoli e le regole) potrebbe bloccare la transizione verso le SG, al contrario, una rapidatransizione verso le SG; è invece attesa una volta definita la nuova struttura di mercato e divenutedisponibili le tecnologie necessarie. A questo punto gli investimenti potranno essere fatti direttamentedalle aziende, a patto che vi sia un ritorno economico in tempi certi.Tra le barriere di mercato vi è la “frammentazione” dei business case che si verifica in particolarmodo nei mercati competitivi. Un mercato in cui gli operatori delle reti sono società diverse dallesocietà di produzione e fornitura, in cui vi sono svariate aziende in competizione in ogni anello dellacatena del valore, è un mercato frammentato. Al contrario, un mercato concentrato è un mercatoche ha una o due aziende integrate verticalmente. Nei mercati centralizzati, lo sviluppo di una SGè una questione politica, in genere ha come driver la sicurezza della fornitura, la sensibilità versol’ambiente, oppure le motivazioni legate alla ricerca e allo sviluppo tecnologico. Nei mercati competitivi,invece, è più importante il ritorno economico degli investimenti.I business case per le SG nei mercati competitivi sono complessi, le condizioni non solo varianoda Paese a Paese, ma sono anche funzione delle tipologia di generazione; le caratteristiche delladomanda rendono inoltre difficile la stima dei costi. Tuttavia anche la stima dei benefici è complessa,essi dipendono infatti dalle capacità della rete nelle diverse aree. In genere è possibileidentificare benefici diretti e indiretti, ma la quantificazione di alcuni di essi, come ad esempio lariduzione dell’inquinamento atmosferico e il miglioramento della sicurezza della fornitura, risultadi difficile attuazione.I modelli di business nei mercati frammentati prevedono degli investimenti per i soggetti che vipartecipano e una ricompensa a fronte dell’assunzione di rischi. L’assegnazione delle ricompenseè guidata dalla misura in cui ciascun soggetto che partecipa alla SG ottiene benefici e gestisce almeglio i rischi che ne derivano. La numerosità dei soggetti coinvolti rende i business case particolarmentecomplessi. Ad esempio, un progetto di SG può portare valore aggiunto alle aziende digenerazione di energia che possono sfruttare i servizi delle SG per l’installazione di nuovi e costosigeneratori, ma le SG possono portare anche benefici per le reti, migliorandone l’efficienza operativae riducendone le perdite, e benefici per la vendita al dettaglio con introduzione di offerte innovative,utili ad esempio a modificare le curve di carico.Quindi nel caso dei mercati frammentati, a fronte di business case più complessi, l’investimentoin SG favorirà un maggior numero di soggetti, mente in un mercato verticalmente integrato, afronte di business case più semplici, porterà valore immediato alle sole società principali. In questocaso gli investimenti e il rischio saranno a carico dello stesso partner anziché essere ripartitisu diversi soggetti.Barriere pubblicheLa percezione del pubblico, e in particolare una bassa consapevolezza e accettazione per le SG,può ostacolare l’attuazione delle politiche e la transizione verso tale paradigma. Questo è particolarmentevero nei mercati aperti che dipendono dalle scelte politiche. In queste condizioni, lapressione dell’opinione pubblica, contro una situazione percepita di svantaggio sociale, puòforzare l’abbandono della politica favorevole alle SG. Nei Paesi Bassi, ad esempio, l’introduzionedi contatori intelligenti è stata ostacolata da un piccolo gruppo particolarmente attivo, preoccu-44

Definizioni e obiettivi delle Smart Gridpato per l’aumento di informazioni personali che i contatori elettronici potrebbero rendere facilmentedisponibili.Le SG richiedono anche la partecipazione del consumatore, al quale domandano anche cambiamentinelle abitudini di consumo elettrico. Nonostante i consumatori diventino più sensibili ai cambiamenticlimatici e all’efficienza energetica, la maggior parte di loro non è consapevole dellanecessità di far evolvere le reti elettriche come mezzo per ridurre le emissioni. L’integrazione dellerisorse energetiche rinnovabili e del controllo della domanda, in molti casi, richiederà di potenziaree rendere più intelligente la rete esistente e costruire nuove infrastrutture. Il pubblico può non percepirela necessità di intervenire per contrastare i cambiamenti rispetto alla propria esperienza, inparticolare se avviene un aumento delle bollette.Barriere tecnologicheMolte delle tecnologie necessarie per le SG sono oggi disponibili come elementi separati, sviluppatia diversi gradi di maturità. Gli sforzi in ricerca e sviluppo (R&D) sono indirizzati a migliorarele tecnologie necessarie per implementare le funzioni più avanzate, le comunicazioni, i sensoriembedded, l’automazione e il controllo remoto. Ciascuna di queste tecnologie ha, però, esigenzedifferenti in termini di R&D; in alcuni casi occorre aumentare l’affidabilità, in altri occorre ridurrei costi, oppure renderne possibile l’implementazione su vasta scala, andando oltre la sperimentazionesu piccole test-facility e “reti pilota”. L’ideale sarebbe riuscire a sviluppare tutte le tecnologienecessarie per le SG, a un livello di maturità adeguato a poterle installarle in modo integratosu vasta scala, ovvero nelle SG reali. A tal fine potrebbe essere necessario aumentare gli investimentidi R&D sulle tecnologie meno mature, in particolare, sulla loro interoperabilità e integrabilità,utili ad assicurare un esercizio delle SG sicuro e affidabile. La mancanza di coordinamento degliinvestimenti in R&D, in particolare sull’integrazione delle diverse tecnologie nelle SG, è una barrierapercepibile sia nella realizzazione di piccoli dimostratori che di reti pilota.Per rispondere al meglio alle necessità delle SG, la R&D sulle tecnologie dovrebbe essere coordinataa livello globale. Infatti, come per altro prevedibile, si osserva una tendenza degli istituti edelle società a sviluppare tecnologie già mature perché di proprio interesse, piuttosto che investirein quelle che necessiterebbero ancora di sforzi per essere portate ad un livello tale da essere impiegatenelle SG. Questa modalità di allocazione degli investimenti, caratteristica dei mercati competitivi,riduce gli investimenti nelle tecnologie che hanno un ritorno economico meno certo (quindisoggette a un’evoluzione più lenta rispetto alle altre), lasciando pertanto disparità di sviluppo nelletecnologie necessarie per le SG.Diversi studi, che hanno considerato gli aspetti di sicurezza informatica nelle SG, hanno evidenziatola vulnerabilità della comunicazione, dell’automazione e degli accessi ai sistemi di controllo.Sono già stati registrati diversi casi di accesso indesiderato a infrastrutture critiche, come attacchiai sistemi di gestione delle reti elettriche di trasmissione, distribuzione e agli impianti di generazione,così come avvenuto alle reti idriche, di trasporto e di trattamento di combustibili fossili(petrolio e gas), di sostanze chimiche, della carta e anche di impianti agricoli. Tra i danni provocatidalle intrusioni nelle infrastrutture informatiche si annoverano l’apertura e la chiusura di interruttori,che hanno causato l’interruzione di processi industriali o lo spegnimento di impianti.45

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniPochi di questi incidenti sono stati resi pubblici ed anche le iniziative che mirano a creare banchedati per questi incidenti incontrano resistenze. Le minacce possono provenire da pirati informatici(hackers), dipendenti, subappaltatori, concorrenti, clienti, fornitori, governi stranieri, crimine organizzatoe gruppi di estremisti.❑ 1.4.5 Indicatori prestazionali per le Smart Grid (KPI)Gli “indicatori prestazionali” (Key Performance Indicators o KPI) sono utilizzati per monitorare l’andamentodei processi o il raggiungimento di obiettivi. Nel caso delle SG, i KPI possono essere utilizzatiper valutare il processo di trasformazione delle reti attuali verso le SG, per esempio il livellodi “intelligenza” raggiunto. In quest’ambito è tuttora in atto la ricerca degli indicatori prestazionalipiù adeguati. B. Dupont, L. Meeus e R. Belmans, partendo da uno studio del dipartimento dell’energiadegli Stati Uniti, hanno elaborato una loro proposta che prevede i sei KPI di seguito indicatied esplicitati in Tabella 1.1:• permettere una partecipazione informata da parte dei clienti;• accogliere tutte le forme di generazione e di accumulo;• vendere più energia;• fornire una qualità della tensione adeguata alle esigenze del 21° secolo;• sfruttare e operare gli asset in modo efficiente;• garantire un’adeguata resilienza ai disturbi, agli attacchi e ai disastri naturali.Sebbene i KPI elencati evidenzino alcune sovrapposizioni, essi ben caratterizzano le peculiaritàche contraddistinguono le SG. Per dare impulso alla transizione verso le SG i decision maker dovrebberopromuovere il progresso di tutti e sei i KPI. La mancata evoluzione di uno o più KPI limiterebbei vantaggi della transizione verso le SG e quindi anche il ritorno degli investimenti. Èpertanto auspicabile un’evoluzione omogenea in tutte e sei le categorie. Raccogliere i dati e le informazionirelative ai sei KPI può comunque essere difficoltoso; la conoscenza preventiva dei parametrisu cui verrà poi effettuata la valutazione del raggiungimento degli obiettivi esplicitati inTabella 1.1 permette di preparare la raccolta delle informazioni, ma anche di guidare adeguatamentel’evoluzione verso le SG in modo omogeneo, massimizzando il ritorno economico. Per ulterioriinformazioni si rimanda alla referenza [20].1 – Permettere una partecipazione informata da parte dei clientiContatori avanzatiSegnali di prezzo dinamiciElettrodomestici intelligenti1A: Numero di contatori avanzati installati1B: Percentuale della domanda totale servita con contatori avanzati2A: Frazione di clienti serviti con tariffe Real Time Pricing2B: Frazione di carico servita con tariffe Real Time Pricing3A: Volume totale annuo delle vendite al dettaglio per l’acquisto di elettrodomesticiintelligenti [€]3B: Capacità di consumo modulabile per ciascuna categoria di consumatoridotata di elettrodomestici intelligenti [MW]46

Definizioni e obiettivi delle Smart GridControllo della domanda 4A: Frazione di consumatori partecipanti al DSM [%](DSM) 4B: Percentuale del carico dei consumatori che partecipa al DSM [MW/MW]4C: Potenziale di time shift (prima dello start-up e durante il funzionamento)[h]Prosumer 5A: Energia elettrica totale decentralizzata prodotta vs l’energia elettricatotale consumata [MWh/MWh]5B: Domanda minima dalla rete (caso di autoproduzione massima) vs domandamassima dalla rete (caso di autoproduzione nulla) [MW/MW]5C: Percentuale di tempo di produzione netta: tempo produttore divisotempo consumatore [h / h]2 – Accogliere tutte le forme di generazione e di accumuloGD e accumulo 6A: Quantità di produzione GD sul totale (MW/MW)6B: Potenziale di accumulo elettrico di energia elettrica rispetto alla domandagiornaliera [MWh/MWh]6C: Accumulo “indiretto” di energia elettrica attraverso l’utilizzo dipompe di calore: shift di tempo concesso (per il riscaldamento/raffreddamento)[h]Auto elettriche 7A: Numero complessivo di veicoli stradali leggeri e percentuale di veicolielettrici7B: Percentuale della capacità di carica dei veicoli che può essere controllata(vs la capacità di carica dei veicoli o la capacità totale dellarete [MW/MW]7C: Percentuale dell’energia di accumulo dei veicoli che può essere controllata(vs l’energia disponibile nei veicoli o il consumo di energiatotale nella rete) [MWh/MWh]7D: Numero dei punti di ricarica disponibiliInterconnessione GD 8A: Percentuale di gestori di rete con standard per l’interconnessione di GD3 – Vendere più energiaNuovi servizi energetici 9A: Numero di clienti serviti dalle ESCO9B: Numero di servizi energetici offerti ai consumatori9C: Numero di kWh che il consumatore risparmia rispetto a prima di accedereai servizi energetici13A: Media ponderata del livello di maturità dell’interoperabilità realiz-zato tra le parti interessate al sistema elettricoFlessibilitàScelta dei clientiMeccanismi di supportoLivello di maturitàdell’interoperabilità10A: Numero di clienti che offrono flessibilità agli aggregatori10B: Flessibilità che gli aggregatori offrono agli altri operatori del mercato[MWh]10C: Tempo durante il quale gli aggregatori possono offrire una definitaflessibilità [h]10D: In che misura l’accumulo e la GD sono in grado di fornire servizi ancillaricome percentuale del totale dei servizi ancillari offerti10E: Percentuale dell’accumulo e della GD che può essere modificato rispettoal totale dell’accumulo e della GD [MW/MW]11A: Numero dei piani tariffari disponibili per i consumatori finali12A: Percentuale media degli investimenti nelle reti intelligenti che possonoessere recuperati attraverso tariffe o sussidi12B: Percentuale degli investimenti nelle reti intelligenti coperti da finanziamentiesterni47

Smart Grid. Le reti elettriche di domani4 – Fornire una qualità della tensione adeguata alle esigenze del 21° secoloQualità della fornituraQualità della forniturarichiestaMicrogrids14A: Quantità di variazioni di tensione nella rete [RMS]14B: Durata delle variazioni di tensione [h]14C: La percentuale di reclami dei clienti relative a problemi di qualitàdell’energia (escluse interruzioni)15A: Range di frequenze [Hz] contrattuali e range di tensioni [V]contrattuali16A: Numero di microreti in esercizio16B: Capacità delle microreti [MW]16C: Capacità totale delle microreti vs l’intera capacità della rete [MW/MW]5 – Ottimizzare le attività e operare in modo efficienteT&D AutomazioneRating dinamico delle linee17A: Percentuale di sottostazioni con tecnologie di automazione18A: Numero di linee esercite con rating dinamico18B: Percentuale di chilometri di circuiti di trasmissione esercite in ratingdinamico delle linee [km]18C: Media annua di espansione della capacità di trasmissione e trasferimentoresa possibile dell’uso del rating dinamico (vs fissa) dellelinee [MW-km]Capacity Factor 19A: Media annua e picco del fattore di capacità di generazione [%]19B: Media annua e picco medio del fattore di capacità per un chilometrotipo di linea di trasmissione [%-km per km]19C: Media annua e picco medio del fattore di capacità di un trasformatoredi distribuzione [%]Efficienza20A: Efficienza di impianti di generazione [energia output (MWh)/energiainput (MWh)]20B: Perdite di energia in trasmissione e distribuzione [MWh/year]6 – Tolleranza ai disturbi, attacchi ed eventi naturali24A: Conformità con le norme Europee delle telecomunicazioni e dei pro-tocolli internazionali.Sensori avanzatiT&D AffidabilitàScambio di informazioniStandard nelle infrastrutturedi telecomunicazione21A: Numero (o percentuale) di elementi della rete (sottostazioni, interruttori,ecc.) che possono essere monitorarti e controllati da remotoin tempo reale21B: Percentuale di sottostazioni che possiedono tecnologie di misuraavanzate21C: Numero di applicazioni supportate da queste diverse tecnologie dimisura22A: Totale dei punti SCADA condivisi per sottostazione (rapporto)22B: Frazione dei punti di misura della rete di trasmissione equipaggiaticon sistemi per la misura dei sincrofasori e condivisi [%]22C: Performance (larghezza di banda, velocità di risposta, disponibilità,adattabilità, ecc.) dei canali di comunicazione23A: SAIDI, ossia il tempo di interruzione medio annuo di ogni cliente[minuti]23B: SAIFI, ossia il numero totale delle interruzioni per cliente [Interruzioni]23C: CAIDI, ossia la durata media di ciascuna interruzione per cliente[minuti]23D: MAIFI, ossia il numero totale di interruzioni per cliente della duratainferiore a cinque minuti [Interruzioni]Tabella 1.1 KPI per la valutazione dell’evoluzione verso le Smart Grid48

Smart Grid. Le reti elettriche di domanizazione satellitari e su adeguati algoritmi, per permettere agli operatori di gestire il sistema quantopiù vicino ai suoi limiti.Concludendo, le tecnologie risultano abilitanti per l’integrazione, l’efficienza, l’ottimizzazione, la regolazionee l’utilizzo delle risorse energetiche diffuse. Una SG necessita di software e strumenti dicontrollo, sensori e smart metering, tecnologie della comunicazione, intelligenza da fornire ai sistemie ai componenti, in alcuni casi anche per il retrofitting di sistemi e componenti esistenti. Il trattamentodei dati e delle informazioni è di particolare criticità, soprattutto in regimi competitivi: gli strumentiper l’ottimizzazione, la modellistica e le analisi predittive richiedono dati, con potenziali ricadute intermini di tutela della privacy. È quindi necessario attuare buone pratiche di gestione dell’informazionee raggiungere adeguati livelli di protezione da attacchi informatici.1.5 La Generazione Diffusa in ItaliaDopo aver descritto l’evoluzione dei sistemi elettrici verso le SG a livello europeo, il capitolo sichiude sul contesto nazionale. In modo simmetrico rispetto a quanto fatto nel primo paragrafo, sidelineano i fattori abilitanti delle SG concentrando l’attenzione sulla Generazione Diffusa, che inItalia rappresenta di certo la più importante tra le nuove esigenze delle reti attive. Nel seguito, oltrea fornire una definizione di GD, saranno illustrate le modalità con cui la GD si sta sviluppando sulsistema italiano: queste informazioni rappresentano la base necessaria per i prossimi capitoli.Per Generazione Diffusa (GD) si intende la natura non prevedibile e non preordinata della dislocazionespaziale e temporale delle immissioni di potenza sulle reti elettriche di distribuzione. La GD presentanotevoli vantaggi in termini ambientali e di riduzione della dipendenza dai combustibilitradizionali, permettendo di sfruttare fonti energetiche rinnovabili (FER) altrimenti non utilizzabili (sipensi al mini-idroelettrico e al mini/micro-cogenerativo). A livello qualitativo, è immediato notareche i vantaggi di tipo energetico/ambientale non sarebbero in grado, di per sé, di condurre a unamassiccia installazione di sistemi di generazione di piccola taglia: infatti la produzione diffusa avvienecon costi di generazione (segnatamente, con costi di installazione) assai maggiori rispetto a quellidelle grandi centrali elettriche; tali costi non riflettono i potenziali benefici, a livello di sistema nazionale,sopra delineati. Ne è risultata, in generale, la necessità di una struttura di incentivi, indispensabiliper garantire una redditività economica alla GD: nel nostro Paese, tale struttura si è estrinsecatanel mercato dei Certificati Verdi (tutte le FER), piuttosto che nell’istituzione di forme specifiche di incentivodestinate a favorire determinate tipologie di generazione (cfr il Conto Energia per il fotovoltaico).Dato quindi per consolidato il sistema di incentivi (ai produttori da FER), che agisce nelladirezione di favorire investimenti in capacità di GD, la crescente presenza di GD ha alcune conseguenzesul complessivo sistema elettrico, e in particolare sulle reti elettriche di distribuzione: un’evoluzionedel parco di generazione verso la GD ha, come già affermato, l’ovvia implicazione dellagestione attiva delle reti di distribuzione.❑ 1.5.1 Generazione Diffusa: definizionePrima di procedere con la descrizione dell’impatto della GD è necessario, al fine di inserire opportunamenteil presente documento nel contesto nazionale, fornire una definizione di GD, riferendosi, inparticolare, a quelle date nella Delibera AEEG ARG/elt 160/06 [21] (e la successiva 328/07 [24]) e delineareun quadro preciso, dal punto di vista energetico, sull’attuale situazione della GD in Italia.50

Definizioni e obiettivi delle Smart GridDall’analisi delle diverse definizioni in ambito internazionale, nonché dallo studio del quadro normativonazionale, è possibile dedurre che la cosiddetta GD consista nel sistema di produzionedell’energia elettrica composto da unità di produzione di taglia medio-piccola (da qualchedecina/centinaio di chilowatt a qualche megawatt), connessa, di norma, ai sistemi di distribuzionedell’energia elettrica (anche in via indiretta), in quanto installata al fine di:• alimentare carichi elettrici per lo più in prossimità del sito di produzione dell’energia elettrica(è noto che la quasi totalità delle unità di consumo risultano connesse alle reti di distribuzionedell’energia elettrica), molto frequentemente in assetto cogenerativo per lo sfruttamento dicalore utile;• sfruttare fonti energetiche primarie (in genere di tipo rinnovabile), diffuse sul territorio e nonaltrimenti sfruttabili mediante i tradizionali sistemi di produzione di grande taglia.Pertanto è adottata la seguente definizione di GD (compatibile con la definizione della direttiva2003/54/CE e con la caratterizzazione della GD emersa dalle analisi effettuate):Generazione Distribuita (GD): l’insieme degli impianti di generazione con potenza nominale inferiorea 10 MW e connessi, di norma, alla rete di distribuzione.Nel seguito ci si riferirà quindi in termini generici alla GD, identificando un limite unitario di potenzainstallabile pari a 10 MW. Tale limite è congruente con quanto contenuto nell’ambito della normativatecnica vigente: infatti, la recente norma CEI 0-16 (ed. II, allegato A della Delibera ARG/elt 119/08)[22] riporta un limite indicativo, per la connessione in BT degli utenti attivi, pari a 100 kW, nonchépari a 10 MW per gli utenti attivi MT. Nella stessa norma CEI è riportata un’ulteriore soglia indicativadi 3 MW oltre la quale gli utenti attivi sono indirizzati alla connessione diretta con la sbarra MT del trasformatoredi Cabina Primaria. Più recentemente, a completare il quadro regolatorio, la DeliberaARG/elt 99/08 (e s.m.i.), recante il Testo Integrato delle Condizioni tecniche ed economiche per la connessionealle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (il cosiddetto TICA),esplicita che il servizio di connessione alle reti di distribuzione deve essere erogato:• al livello BT nel caso di richieste di connessione per potenze in immissione fino a 100 kW;• al livello MT nel caso di richieste di connessione per potenze in immissione fra 100 kW e6 MW.❑ 1.5.2 Generazione Diffusa: il panorama italianoDopo aver fornito la definizione di GD, risulta opportuno indagare con maggiore dettaglio quali sianole modalità specifiche con cui la GD si sta affacciando sul sistema italiano, con particolare riferimentoalla tipologia di rete e ai livelli di tensione su cui si stanno installando le nuove unità produttive.In relazione al Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di Generazione Diffusa in Italia nel 2008, risultanoinstallati 34.848 impianti di GD per una potenza efficiente lorda complessiva pari a 6.627 MW(circa il 6,5% della potenza efficiente lorda del parco di generazione nazionale) e una produzionelorda di 21,6 TWh (circa il 6,8% della produzione nazionale lorda di energia elettrica, pari a circa 319TWh), come si nota dalla Tabella 2, confermando il trend di crescita nell’installazione di nuovi impiantidi GD.51

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniTabella 1.2 Dati relativi agli impianti di Generazione Diffusa nell’anno 2008Il 58,7% dell’energia elettrica prodotta dalla GD è di origine rinnovabile (Figura 1.13) e tra le fonti rinnovabilila principale è quella idrica, per una produzione pari al 42,4% dell’intera produzione da GD.Figura 1.13 Produzione di energia elettrica dalle diverse fonti nell’ambito della Generazione Diffusa nell’anno2008Differenziando la tipologia di impianti in funzione delle fonti utilizzate, è possibile notare (Figura1.14) che il 39,3% dell’energia elettrica è stata prodotta da impianti alimentati esclusivamente dafonti non rinnovabili, quindi il 2% della produzione totale (differenza tra il valore riportato nella Figura13 e quello nella Figura 14) è la produzione degli impianti termoelettrici alimentati da rifiutisolidi urbani e degli impianti ibridi imputabili alle fonti rinnovabili.52

Definizioni e obiettivi delle Smart GridFigura 1.14 Impianti alimentati da fonti rinnovabili, non rinnovabili, rifiuti solidi urbani e impianti ibridi nell’ambitodella Generazione Diffusa nell’anno 2008Del totale di energia prodotta da GD solo il 66% viene immesso in rete. Di questa, però, soltantouna minima parte viene direttamente collocata sul mercato (28%), mentre la porzione rimanenteviene ritirata in via amministrata: l’8,8% è stato oggetto di incentivazione ai sensi del provvedimentoCip 6/92 mentre il 25,2% è stata ritirata ai sensi della Delibera AEEG 280/07 (Figura 1.15).Figura 1.15 Ripartizione dell’energia elettrica prodotta nell’ambito della Generazione Diffusa fra mercato, autoconsumie regimi di ritiro amministrato nell’anno 2008Infine, l’analisi del livello di tensione delle reti in cui viene immessa l’energia elettrica evidenziache più del 75% dell’energia elettrica è immessa sulle reti di distribuzione in media tensione (Figura1.16).53

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniFigura 1.16 Ripartizione per livello di tensione di connessione dell’energia elettrica immessa dalla GenerazioneDiffusa nel 2008BIBLIOGRAFIA[1] European SmartGrids Technology Platform: Vision and Strategy for Europe’s Electricity Networksof the Future – Published in 2006.[2] European SmartGrids Technology Platform: Strategic deployment document – final version –20 April 2010.[3] European Regulators’ Group for Electricity and Gas: Position Paper on Smart Grids, an ERGEGpublic consultation paper – 10 December 2009.[4] Direttiva 2006/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 aprile 2006 concernentel’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici.[5] Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa anorme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica.[6] Direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio relativa a normecomuni per il mercato interno del gas naturale.[7] Comunicazione COM (2009) 111 definitivo – Comunicazione della Commissione al ParlamentoEuropeo, al Consiglio, al Comitato Economico e Sociale Europeo e al Comitato delle Regioni,Bruxelles, 12.3.2009, sull’uso delle tecnologie dell’informazione e della comunicazione peragevolare la transizione verso un’economia efficiente sotto il profilo energetico e a basseemissioni di carbonio.54

Definizioni e obiettivi delle Smart Grid[8] European Commission DG – Enterprise and Industry, Standardisation mandate M/441 to CEN,CENELEC and ETSI in the field of measuring instruments for the development of an open architecturefor utility meters involving communication protocols enabling interoperability.Disponibile su: http://www.openmeter.com/documents/m441en.pdf[9] EU Commission Task Force for Smart Grids Expert Group 1: Functionalities of smart grids andsmart meters. Final Deliverable. June 2010.[10] Delibera AEEG ARG/elt 39/10 “Procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi altrattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell’Allegato A alla deliberazionedell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07”. Disponibile su:http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/039-10arg.pdf[11] G. Mauri, “Auto elettrica e reti intelligenti”, L’energia elettrica, gennaio-febbraio 2010, p9-22.[12] De Nigris et al., “Plug-in electric vehicles and their impact on the electrical system: the ItalianR&D experience” The 25th World Battery, Hybrid and Fuel Cell Electric Vehicle Symposium& Exhibition, Shenzhen, China, Nov. 5-9, 2010.[13] G. Mauri, D. Moneta, P. Gramatica, 2008, “Automation system to support smart energybehaviour of small customers”, SmartGrids for Distribution – CIRED, paper 0058; 23-24 June2008, Frankfurt.[14] G. Mauri, R. Meda, D. Moneta, P. Gramatica, 2007, “Verification & Validation Environment forautomation functions supporting Demand-side initiatives”, Proceedings 19th Int. Conferenceon Electricity Distribution - CIRED,# 530 21-24 May 2007, Wien.[15] National Energy Supergrid Workshop 2 Final Report, University of Illinois at Urbana-Champaign (UIUC), March 2005.[16] Direttiva 2009/714/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio relativa alle condizionidi accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga ilregolamento (CE) n. 1228/2003.[17] EU Commission Task Force for Smart Grids. Expert Group 1: Functionalities of smart grids andsmart meters. Final Deliverable for Steering Committee on 2010 June 22 nd .[18] Major Economies Forum on Energy and Climate “Technology Action Plan SMART GRID”.December 2009, http://www.majoreconomiesforum.org/[19] U.S. Department of Energy, “Smart Grid System Report”, 2009. Disponibile su:http://www.oe.energy.gov/DocumentsandMedia/SGSRMain_090707_lowres.pdf,http://www.oe.energy.gov/DocumentsandMedia/SGSR_Annex_A-B_090707_lowres.pdf[20] B. Dupont, L. Meeus, e R. Belmans, “Measuring the “Smartness” of Electricity Grid”, EnergyMarket (EEM), 2010 7th International Conference on the European, 23-25 June 2010.[21] Delibera AEEG ARG/elt 160/06 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazionedistribuita e di microgenerazione in Italia e analisi dei possibili effetti della generazione distribuita55

Smart Grid. Le reti elettriche di domanisul sistema elettrico nazionale”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/it/docs/06/160-06.htm[22] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi allereti AT e MT delle imprese distributrici di energia elettrica”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/08/033-08argalla.pdf[23] Delibera AEEG ARG/elt 125/10 “Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità perl’energia elettrica e il gas ARG/elt 99/08 in materia di condizioni tecniche ed economiche perla connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione(TICA)”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/125-10arg_allA.pdf[24] Delibera AEEG ARG/elt 328/07 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazionedistribuita, di piccola generazione e di microgenerazione in Italia per l’anno 2005”.[25] Delibera AEEG ARG/elt 81/10 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazionedistribuita in Italia per gli anni 2007 e 2008 e analisi dei possibili effetti della generazionedistribuita sul sistema elettrico nazionale”.[26] Delibera AEEG ARG/elt 280/07 “Modalità e condizioni tecnico-economiche per il ritirodell’energia elettrica ai sensi dell’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre2003, n. 387/03, e del comma 41 della legge 23 agosto 2004, n. 239/04”. Disponibile su:http://www.autorita.energia.it/it/docs/07/280-07.htm56

Capitolo 2Lo sviluppo delle Smart GridAspetti regolatoridi Giuseppe Buglione e Clara Poletti

Smart Grid. Le reti elettriche di domani2.1 IntroduzioneCome mostrato nei capitoli precedenti, in Italia come in Europa, la GD è il driver principale per losviluppo delle SG: solo un aumento decisivo delle FER può portare al raggiungimento degli obiettividi mitigazione dei cambiamenti climatici definiti dall’Unione Europea nell’ambito del cosiddettoGreen Package, anche in attuazione degli impegni assunti nell’ambito del Protocollo di Kyoto. A livellointernazionale, con il termine “Smart Grid” si intendono strutture e modalità operative fortementeinnovative in grado di far fronte ai numerosi potenziali problemi di gestione, che la GD puòprovocare sia a livello locale (rete di distribuzione) che a livello globale (intero sistema elettrico).Inoltre, le SG sono uno strumento importante non solo per lo sviluppo massiccio delle fonti rinnovabili,ma anche per la realizzazione di un mercato dell’energia in cui i consumatori possano avereun ruolo centrale.Affinché le nuove tecnologie implementate (in particolare le tecnologie di comunicazione) permettanodi superare le attuali limitazioni e rendano possibile un reale e significativo contributo di GD,mantenendo alto il livello di sicurezza e affidabilità dell’intero sistema, è necessaria una parallelaevoluzione del quadro normativo (di natura tecnica, con ricadute sia nazionali sia internazionali)e del quadro regolatorio (con ricadute essenzialmente nazionali).In questo capitolo si indagherà il panorama, nazionale e internazionale, per individuare le aree noncoperte da alcuna disposizione/regolamentazione e quelle coperte da regole, norme e disposizioniche potrebbero risultare non più valide in un contesto di rete di distribuzione (specialmente MT)che evolve verso una SG.Prima di entrare nell’analisi dei problemi normativi e regolatori è tuttavia opportuna una precisazionecon riferimento alla relazione tra l’innovazione tecnologica in corso e la necessità di riformarele regole di funzionamento e l’organizzazione del settore elettrico. In particolare, è importantesottolineare che alcuni interventi di modifica dell’assetto regolatorio, necessari per assecondare unosviluppo efficiente delle fonti rinnovabili, potrebbero e, anzi, dovrebbero essere realizzati a prescinderedalla diffusione, sulla rete elettrica, di sistemi e tecnologie innovative. La stessa considerazionepuò essere estesa alla modifica del ruolo dei consumatori finali. Infatti l’attuale assetto delsistema, sia in termini di condizioni di accesso alla rete che di funzionamento dei mercati, non èstato disegnato avendo in mente gli obiettivi di sostenibilità descritti nel resto del volume: vi sonoquindi ampi spazi di miglioramento, ad oggi ancora non esplorati. Alcune inefficienze nell’attualefunzionamento dei mercati elettrici non dipendono quindi da barriere tecnologiche, ma piuttostoda scelte esplicite del policy maker o del regolatore.Con riferimento ai problemi normativo/regolatori legati allo sviluppo delle SG, il netto spostamentodella politica energetica verso obiettivi di sostenibilità ambientale ha attivato in generale un ripensamentodegli schemi regolatori fino ad oggi ritenuti ottimali. Tuttavia, sia il dibattito accademicoche quello istituzionale su quale sia il nuovo paradigma da adottare sono ancora molto acerbi. Regoledi connessione alla rete degli impianti di generazione a fonte rinnovabile; valorizzazione deglisbilanciamenti, assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto, meccanismi di incentivosono alcuni esempi di problemi tra loro connessi sui quali è in corso un acceso dibattito, a tratticontroverso. In questo percorso di riforma l’innovazione tecnologica sta intervenendo come fattoreabilitante, consentendo soluzioni che fino a poco tempo fa erano impossibili, oppure troppocostose.58

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatoriNell’affrontare la questione della riforma del quadro regolatorio si può partire da tre osservazionipreliminari.La prima è che l’aumento rapido e consistente del numero di utenti di piccole dimensioni, sianoessi generatori o consumatori, con un ruolo attivo nel sistema elettrico, pone l’accento sulla necessitàdi fornire anche a loro segnali di prezzo corretti, a tutti i livelli della filiera. È importante infattiche ciascun soggetto riceva segnali circa il valore (o il costo) delle proprie decisioni per ilsistema. Questo fatto rappresenta un’importante novità nella regolazione e gestione del sistemaelettrico che, fino ad oggi, ha trattato i soggetti di piccole dimensioni come un elemento connessoal sistema, ma con un comportamento determinato esogenamente e, in una certa misura, non modificabile1 in risposta a segnali di prezzo. La corretta valorizzazione dei comportamenti dei diversisoggetti coinvolti nei settori energetici è ovviamente importante a prescindere dal processo di ristrutturazionein corso. Tuttavia essa diventa cruciale in un contesto, come quello delle SmartGrid, in cui si ritiene opportuno influenzare i comportamenti di soggetti che, sino ad ora, sonostati considerati sostanzialmente “passivi”, per le caratteristiche delle loro preferenze (piccoli consumatorila cui domanda era ritenuta inelastica), per la limitata rilevanza del loro comportamentorispetto agli obiettivi di sistema perseguiti (piccoli generatori), o semplicemente perché la tecnologiadisponibile (a costi accettabili) non consentiva di fare diversamente. Nel nuovo contesto,quindi, da un lato si perseguono obiettivi di sostenibilità, dando maggiore rilevanza alle decisionidi questi soggetti, mentre dall’altro si cerca di aumentare la dimensione di queste categorie di immissionie prelievi, così che ad esempio le fonti rinnovabili possono arrivare a fissare il prezzo spotsul mercato all’ingrosso.La seconda osservazione è che il miglioramento dei segnali economici non è sufficiente, da solo,a garantire che il sistema si muova in modo rapido ed efficiente verso il nuovo assetto. È necessariainfatti una contestuale revisione dei diritti e dei doveri posti in capo a ciascun soggetto. Condizionidi connessione alla rete, coordinamento tra sviluppo della rete e della capacità digenerazione, obblighi di comunicazione: sono esempi di ambiti sui quali si rende necessario intervenire.Anche l’attivazione di meccanismi di informazione mirati ai piccoli clienti è molto importanteaffinché il consumatore stesso possa effettuare scelte consapevoli.La terza e ultima osservazione riguarda il ruolo del decisore pubblico. Per valutare quali siano i costio i benefici che la società nel suo complesso deriva da certi comportamenti o investimenti è necessariodefinire preliminarmente, in maniera chiara e puntuale, quali siano gli obiettivi di politicasia energetica sia ambientale che il decisore politico intende perseguire. Ad esempio, per valutareil beneficio derivante da un investimento in una tecnologia che consenta di connettere una maggiorecapacità di generazione da fonte rinnovabile, è necessario comprendere, innanzitutto, qualesia il valore che la società attribuisce allo sviluppo di queste fonti energetiche. Tale valore dipende,infatti, in larga parte da decisioni di politica energetica e ambientale 2 che devono essere chiariteprima di modificare il quadro regolatorio. La mancata o incerta identificazione degli obiettivi da rag-1Le seguenti osservazioni (paradigma “fit and forget”) ricorrono anche per i problemi di natura tecnico-operativa (cfr. Capitolo3): in quel caso, si tratta di segnali di natura tecnica e non solo economica.2Per la prima volta la valutazione delle esternalità ambientali assume un ruolo cruciale nella definizione e valutazione deiprogetti di sviluppo e riforma del settore, rappresentando una grossa novità.59

Smart Grid. Le reti elettriche di domanigiungere può infatti incidere in misura rilevante nel processo di definizione dello scenario regolatorio,generando incertezza nella realizzazione degli investimenti.Dopo aver riportato alcune osservazioni preliminari relative alla modifica del quadro regolatorio,è possibile analizzare le condizioni di sistema che si devono realizzare, affinché l’investimento intecnologie “smart” possa effettivamente sviluppare tutte le proprie potenzialità. L’analisi partedalle ragioni che supportano lo sviluppo di reti intelligenti, per poi valutare le condizioni per una“gestione smart” della domanda e dell’offerta di energia elettrica a livello di mercato, di compravenditadell’energia elettrica e di gestione del servizio di dispacciamento, con particolare riferimentoal ruolo che le imprese di distribuzione dovranno avere nel futuro, a seguito dello sviluppodi reti intelligenti. Infatti, ciascuno di questi aspetti presenta peculiarità specifiche se analizzato conriferimento all’offerta di energia elettrica oppure alla domanda. Al fine di individuare queste peculiarità,il capitolo è suddiviso in due sezioni speculari. Nella prima si analizzano ciascuno dei treaspetti con riferimento all’offerta, concentrandosi dunque sui problemi regolatori legati alle SG eal ruolo della GD, con particolare attenzione alla generazione da fonti rinnovabili. Nella secondasi affrontano le tre tematiche individuate dal punto di vista della domanda, ponendo l’accentosugli aspetti regolatori legati allo smart metering e al ruolo dei consumatori.Viene fatta, infine, una specifica trattazione del quadro regolatorio nazionale relativo alla GD, e agliincentivi previsti a sostegno di progetti pilota sulle reti attive.2.2 Le Smart Grid e la gestione dell’offertaCome è stato già osservato precedentemente, uno degli obiettivi connessi allo sviluppo di reti didistribuzione “smart” è rappresentato dalla necessità di garantire la connessione di un numerosempre maggiore di impianti di generazione da fonti rinnovabili di piccole dimensioni, rientrantinella definizione più ampia di “Generazione Diffusa” 3 . Oggi la rete di distribuzione, in particolarela rete in media e bassa tensione, non svolge nessuna funzione attiva ai fini della garanzia dellasicurezza del sistema elettrico. Questo significa che, una volta connessi alla rete MT e BT, gli impiantidi generazione possono immettere energia elettrica senza alcun controllo da parte del gestoredella rete (DSO) e del sistema (TSO), anzi, il gestore non ha neppure visibilità istantanea diciò che succede sulla propria rete; pertanto, seppure il TSO o il DSO avessero il potere di impartireordini ai generatori, oggi non sarebbero nelle condizioni di agire in maniera efficace e tempestiva.È quindi necessario assicurare che tutta la generazione connessa non causi problemi allarete. In particolare, nel Capitolo 3 si mostra come un certo grado d’integrazione di FER sia sostenibileanche mantenendo l’attuale gestione “passiva” della rete di distribuzione. Per accomodarel’aumento della capacità produttiva connessa in MT e BT si può infatti, entro certi limiti, rinforzaree ampliare la rete con nuovi investimenti infrastrutturali. Questo approccio allo sviluppo della GDè solitamente indicato con l’espressione “fit and forget”, proprio perché prevede un aumento dellacapacità di trasporto della rete di distribuzione tale da consentire agli impianti di generazione di3Come affermato nel Capitolo 1, ai fini dello studio di seguito riportato si preferisce definire il fenomeno in esame come“Generazione Diffusa” (GD), a sottolineare la natura non prevedibile e non preordinata della dislocazione spaziale e temporaledelle immissioni di potenza sulla rete elettrica.60

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatoriimmettere in rete tutta la loro produzione senza che ciò possa – in alcun caso – comprometterela sicurezza del sistema.Tuttavia, superate certe soglie di potenza connessa, l’approccio fit and forget non è più compatibilecon la necessità di garantire la sicurezza del sistema. Diventa quindi indispensabile una gestioneproattiva della rete di distribuzione, realizzabile esclusivamente attraverso lo sviluppo ditecnologie smart (cfr. Capitolo 3 e Capitolo 6), in particolare di tecnologie ICT.Il passaggio ad una gestione attiva della rete di distribuzione appare dunque, in qualche misura,una scelta obbligata. I principali nodi di natura regolatoria connessi con questa transizione si possonoidentificare in due grandi categorie di problemi: quelli connessi con la realizzazione degli investimentinecessari allo sviluppo delle reti intelligenti (“investimento”) e quelli connessi conl’utilizzo efficiente delle infrastrutture una volta che queste sono state completate (“gestione”).Queste due categorie di problemi, pur essendo tra loro collegate, hanno natura abbastanza diversa.La prima attiene principalmente a questioni connesse con la regolazione degli investimentiin reti di distribuzione: pianificazione degli investimenti in presenza di innovazione tecnologica; remunerazionedel capitale investito netto; efficienza operativa. La seconda categoria attiene, invece,in larga parte a problemi di disegno di mercato e di condizioni di accesso al sistema: funzionamentodei mercati all’ingrosso e del mercato per i servizi di dispacciamento; corrispettivi di sbilanciamentoe condizioni di connessione alla rete.❑ 2.2.1 Gli investimenti in reti di distribuzione intelligentiUna prima questione da affrontare nell’analisi degli investimenti in reti di distribuzione intelligentiè quella del dimensionamento dell’investimento stesso e del coordinamento con lo sviluppo dellacapacità di generazione. Il problema che oggi si pone sulle reti di distribuzione rispetto alle scelterelative allo sviluppo e alla diffusione delle SG rappresenta infatti una sfaccettatura di un problemapiù ampio, quello dello sviluppo coordinato della generazione e della rete. Questo problemaè stato affrontato estensivamente per le reti di trasmissione (capacità di trasporto), consentendodi accumulare molta esperienza dal punto di vista operativo come teorico. Esiste tuttavia un’importantedifferenza tra i due casi. Mentre nella trasmissione gli assetti liberalizzati hanno potutoereditare il corpus d’infrastrutture e di procedure di pianificazione degli ex monopolisti integrati,per cui i nuovi modelli organizzativi – come anche le reti fisiche – hanno potuto evolvere in modoincrementale rispetto a una situazione ben consolidata, nel caso della distribuzione il problema vaaffrontato ex novo. Infatti, anche per quanto riguarda la capacità di trasporto, gli investimenti inICT non modificano o aumentano significativamente la capacità di trasporto attuale, ma rendonosfruttabile tutta quella attualmente possibile 4 . Appare pertanto imprescindibile una fase regolatoriache definisca:• le modalità attraverso le quali l’adeguamento della rete di distribuzione – inteso come sviluppoed evoluzione della rete – deve avere luogo per assicurare una connessione efficiente della produzioneda fonti rinnovabili;• i servizi che la rete e gli impianti connessi a una rete smart sono in grado di fornire e gli interventiregolatori necessari per abilitare la fornitura di questi servizi.4E ad oggi non utilizzabile.61

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniPer quanto riguarda il primo punto – le modalità attraverso le quali favorire lo sviluppo delle SG –in un mercato ideale in cui i segnali di prezzo sono in grado di incorporare perfettamente le dinamichedi domanda e offerta, nonché le condizioni della rete, tutte le decisioni circa gli investimentiin fonti rinnovabili e in adeguamento delle reti potrebbero essere lasciate al mercato. I differenzialidi prezzo tra le diverse zone del mercato incentiverebbero gli investitori a localizzare i nuoviimpianti coerentemente con le necessità della rete. In modo analogo, la necessità di contenere icosti (operativi e per nuovi investimenti) incentiverebbe il gestore della rete a investire in tecnologiesmart e le rendite da congestione segnalerebbero dove gli investimenti in espansione dellarete sono inevitabili. Tuttavia, la realizzazione di questo ipotetico schema richiederebbe un meccanismodi pricing molto più evoluto rispetto a quello attualmente esistente. Inoltre, l’impossibilitàconcreta di incorporare nel segnale di prezzo tutti gli elementi rilevanti nella definizione delvalore, per il sistema, di un certo sviluppo della capacità di generazione e delle infrastrutture direte necessarie, rende questo approccio complesso da attuare. Lo sviluppo delle SG consentirebbe,comunque, di migliorare sensibilmente il segnale di prezzo trasferito alla GD e di renderepiù flessibile l’assegnazione dei diritti di uso della capacità di trasporto, per l’immissione della loroproduzione in rete.In questo modo si potrebbe superare l’attuale paradigma secondo il quale le decisioni d’investimentosono prese indipendentemente dai segnali di prezzo. Oggi, infatti, il regolatore riconosceesplicitamente come obiettivo primario quello di massimizzare il numero (taglia) di connessioni difonti rinnovabili e la loro produzione e, al fine di raggiungere questo obiettivo, incentiva gli investimentinecessari.Un primo elemento della regolazione da rivedere per la realizzazione degli investimenti in reti didistribuzione intelligenti riguarda dunque le regole di connessione e l’assegnazione dei diritti di utilizzodi tale capacità da parte dei generatori. Questo a sua volta ha un impatto sui piani di sviluppodelle reti da parte dei Distribution System Operator (DSO). Il passaggio alle SG richiederebbe inoltrela revisione dei meccanismi di regolazione del DSO per la copertura dei costi di distribuzione(solitamente price-cap o revenue cap). Il compito di investire sulla rete di distribuzione per accomodareuna quantità sempre maggiore di GD spetta infatti al DSO, responsabile per lo sviluppo ela manutenzione della rete di distribuzione stessa.Il dibattito su questo punto [1] sottolinea, ad oggi, una tendenza ad un atteggiamento passivo daparte dei DSO con riferimento, in generale, alla connessione della GD. A questo sembra affiancarsiuna preferenza dei DSO per gli investimenti in espansione della rete rispetto a quelli funzionali alpassaggio ad una rete attiva.Le ragioni alla base dell’apparente inerzia nella connessione possono essere molteplici. Tra questeil fatto che molti meccanismi di remunerazione del DSO non tengono conto dell’impatto chel’aumento della GD provoca sui costi. Il DSO può dunque trovarsi a sostenere costi incrementali,a cui non corrisponde un adeguato aumento dei ricavi.Questa eventualità può verificarsi più facilmente in sistemi in cui:1) i corrispettivi pagati dai generatori per l’accesso e l’uso della rete coprano solo parzialmente icosti di adeguamento della rete (cosiddetta shallow connection, cfr. TICA paragrafo 2.5.1);2) i ricavi riconosciuti al distributore vengono determinati e aggiornati sulla base dell’energia prelevatadai clienti e del numero di clienti connessi.62

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatoriCome sottolineato da Meeus (2010), la regolazione del DSO dovrebbe invece tenere in considerazionei seguenti aspetti:1) l’integrazione della GD determina un aumento dei costi di gestione per il DSO;2) l’integrazione della GD può determinare una riduzione dei ricavi del DSO, se calcolati in baseall’utilizzo della rete di distribuzione.Queste possibili distorsioni dei meccanismi di remunerazione si possono verificare a prescinderedal possibile sviluppo tecnologico delle reti verso soluzioni smart e hanno un impatto sulle dinamichedi connessione della GD anche nell’attuale assetto di reti passive. Per quanto riguardainvece in maniera più diretta gli investimenti in SG, e la possibile preferenza dei DSO, per interventidi rafforzamento della rete rispetto all’investimento in tecnologie innovative, per renderela rete più intelligente, alle osservazioni appena esposte si aggiungono ulteriori elementidi riflessione.Il primo riguarda il tipo d’investimento. Mentre nel caso del rafforzamento della rete l’investimentoè solitamente circoscritto alla sezione di rete interessata dalle nuove connessioni e può esseredunque gestito in maniera incrementale, la transizione verso reti intelligenti richiede interventiche interessano la rete nel suo complesso. Questo tipo di investimento richiede quindi un approccioglobale, che coinvolge non solo le linee e le cabine ma anche i sistemi informativi.Il DSO è abituato culturalmente a comperare linee e cabine, mentre è meno avvezzo a comperare,installare e gestire ICT, se non a fronte di opportuni incentivi o meccanismi di regolazione.Il secondo elemento è quello, già sottolineato, delle condizioni di funzionamento. Affinché la nuovatecnologia possa effettivamente portare a una modifica nelle modalità di funzionamento della rete,è necessaria la contestuale (se non preventiva) revisione del sistema di regole e di governancedella distribuzione. Anche in questo caso la soluzione prospettata è quindi più complessa e non sipresta a realizzazioni per piccoli passi attuate autonomamente dal DSO.Interventi di tipo regolatorio sono dunque necessari per incentivare il DSO ad effettuare investimentiin componenti di rete smart; in tutti i casi questo consente di ridurre il costo medio di lungo terminedi distribuzione dell’energia elettrica, dati gli obiettivi di connessione di GD.Per questo motivo il dibattito di policy in materia suggerisce la combinazione di un sistema “incentive-basedregulation” integrato da specifici incentivi per gli investimenti in rete attiva. L’approcciogeneralmente identificato come ottimale [2] consiste nel mantenere, modificandoli, gli attuali meccanismidi “output-based regulation”, in cui la remunerazione degli investimenti è condizionata al raggiungimentodi determinati obiettivi qualitativi in relazione all’output dell’attività svolta (maggioridettagli sui sistemi di regolazione delle SG in “Regulation for Smartgrid”, Eurelectric Report, febbraio2011). La principale modifica/proposta consiste nella ri-definizione dell’output e, di conseguenza,dei driver di costo per la determinazione dei ricavi riconosciuti. L’attività del DSO nondovrebbe più essere misurata esclusivamente in termini di energia elettrica distribuita e di numerodi clienti connessi, ma anche di altri parametri, quali ad esempio la capacità di GD connessa alla propriarete. Definire quali siano i benefici legati allo sviluppo delle SG, e i corrispondenti obiettivi su cuibasare una regolazione di tipo output-based, non è attualmente possibile, sia perché manca una definizioneunivoca di SG e di possibile sviluppo delle reti elettriche, sia perché non sono ancora dif-63

Smart Grid. Le reti elettriche di domanifuse iniziative e dimostrazioni reali in campo, necessarie ai regolatori per acquisire esperienza e conoscenze,indispensabili per rafforzare e consolidare la regolazione incentivante.Un primo passo in questa direzione è stato compiuto dal regolatore inglese, che ha commissionatolo studio-progetto LENS (Long-Term Electricity Network Scenarios) [4] – che definisce cinque possibiliscenari di sviluppo delle reti elettriche di distribuzione al 2050, sulla base di alcuni driver, comead esempio il prezzo della CO 2 e in generale l’impatto ambientale, il livello di public policy e il livellodi partecipazione dei consumatori. Lo studio definisce per ciascun scenario i benefici attesie il soggetto che riveste il ruolo centrale. I più importanti sono quelli che pongono come centrodello sviluppo le società di servizi energetici (scenario 2), i distributori (scenario 3) e i consumatorifinali (scenario 4); lo scenario 1 è quello in cui il ruolo centrale è svolto dal gestore della retedi trasmissione, mentre lo scenario 5 è quello che si verificherebbe qualora mancasse coerenzanelle scelte di policy effettuate dal regolatore.In particolare, i punti fondamentali dello scenario 2 sono:• elevata preoccupazione ambientale, abbinata a interventi di policy e non solo di market;• sviluppo della DG sulle reti di distribuzione e dell’eolico offshore sulla rete di trasmissione;• sviluppo di sistemi di gestione in mano alle ESCO (es. CHP);• introduzione di innovazioni tecniche sulle reti di distribuzione;• ruolo passivo dei consumatori (tranne clienti energivori);• prezzi della CO 2 al 2050 fino a 60 €/t e ridotte barriere alla diffusione di tecnologie ad alta efficienza.I punti fondamentali dello scenario 3 sono:• gestione attiva delle reti di distribuzione integrata con demand side management;• introduzione di modalità innovative di network & system management a livello del DSO;• sviluppo della rete di trasmissione in funzione dell’eolico offshore, ma più integrata con le retidi distribuzione;• presenza di flussi di energia molto variabili;• ruolo attivo dei consumatori a seguito di interventi specifici.I punti fondamentali dello scenario 4 sono:• elevato numero di piccole unità di produzione diffuse;• presenza di diverse modalità di demand response;• ridotta presenza della generazione di grande dimensione;• conseguente ridotto sviluppo della rete di trasmissione;• introduzione di modalità innovative di network & system management su tutti i livelli di rete;• diffusione dei veicoli elettrici.È importante precisare che il rapporto LENS è sviluppato considerando le caratteristiche e le specificitàdella rete elettrica inglese (ad esempio: nucleare, gran numero di centrali termiche a finevita in pochi anni, ecc.); questo significa che le considerazioni e le informazioni finali sui possibiliscenari di sviluppo delle reti elettriche di distribuzione sono valide solo in relazione al contesto analizzato,mentre la metodologia utilizzata per l’analisi, molto efficace ed estremamente innovativa,può essere estesa anche ad altre realtà nazionali.64

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatoriSempre in questa direzione, uno studio dell’associazione dei regolatori europei (ERGEG), pubblicatoin un recente position paper sulle SG [3], ha proposto alcuni modelli di sviluppo degli indicatoridi performance (Tabella 2.1) delle SG, che tuttavia non sempre si prestano a una misurazionepuntuale dell’output.Effetti/BeneficiAumento della sostenibilitàAdeguata capacità ditrasmissione e distribuzioneper “raccolta” e fornituradell’elettricità ai consumatoriAdeguata connessione allarete e accesso per tutti i tipidi utenti della reteSoddisfacenti livellidi sicurezza e di qualitàdella fornituraMaggiore efficienza emigliori servizi per lafornitura di energia elettrica eoperatività della reteEfficace sostegnotrans-nazionale ai mercatidell’energia elettricaSviluppo coordinato della reteattraverso una pianificazionecomune della rete a livelloeuropeo, regionale e locale,per ottimizzare l’infrastrutturadella rete di trasmissioneAumentata consapevolezzadei consumatori epartecipazione al mercatodi nuovi attoriIndicatori delle potenzialità di performanceRiduzione quantificata delle emissioni di carbonioImpatto ambientale delle infrastrutture di rete elettricaCapacità della rete di distribuzione di accogliere fonti energetiche diffuseMassima iniezione di potenza ammissibile, senza rischi di congestione nelle reti ditrasmissioneEnergia non ritirata da fonti rinnovabili a causa di congestione e/o rischi per lasicurezzaIl beneficio potrebbe essere in parte valutato da:• costi di prima connessione per i generatori, i consumatori e “prosumer”• tariffe di rete per i generatori, i consumatori e coloro che fanno entrambe le cose• modalità adottate per calcolare le tasse e le tariffe• tempi necessari per connettere un nuovo utenteRapporto tra produzione affidabile disponibile e domanda di piccoQuota di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabiliSoddisfazione misurata degli utenti della rete per i servizi di “rete” che ricevonoPrestazioni di stabilità del sistema elettricoDurata e numero delle interruzioni per clientePrestazioni della qualità di tensione delle reti elettriche (ad esempio buchi di tensione,variazione di tensione e frequenza)Livello di perdite nella trasmissione e nelle reti di distribuzione (assoluta o in percentuale)Rapporto tra minima e massima domanda di energia elettrica entro un periodo ditempo definito (un giorno, una settimana)Percentuale di utilizzo (cioè carico medio) di elementi della rete elettricaDisponibilità dei componenti di rete (collegata a manutenzione programmata e nonprogrammata) e impatto sulle prestazioni della reteEffettiva disponibilità della capacità della rete rispetto al suo valore standard (adesempio: capacità netta di trasferimento nelle reti di trasmissione, capacità di accoglienzanelle reti di distribuzione)Rapporto tra capacità di interconnessione di un Paese o regione e la sua domandadi energia elettricaSfruttamento della capacità di interconnessione (rapporto tra trasferimenti di energiamono-direzionali e capacità netta di trasferimento), in particolare relativi allamassimizzazione della capacità secondo il regolamento in materia di scambi transfrontalieridi elettricità e secondo le linee guida per la gestione della congestioneRendite da congestione attraverso interconnessioniIl beneficio potrebbe essere in parte valutato da:• impatto della congestione sugli esiti e sui prezzi dei mercati nazionali/regionali• rapporto tra costi e benefici sociali di un investimento infrastrutturale proposto• aumento generale del welfare, cioè far funzionare sempre il generatore piùeconomico per soddisfare la domanda corrente• tempi di rilascio di licenza/autorizzazione per una nuova infrastruttura di trasmissioneelettrica• tempo per la costruzione (dopo l’autorizzazione) di una nuova infrastruttura ditrasmissione elettricaPartecipazione lato domanda nei mercati dell’energia elettrica e in misure di efficienzaenergeticaPercentuale di consumatori che aderiscono volontariamente a un meccanismo dinamicodi formazione del prezzo, basato sul tempo di utilizzo/picco critico/real timeModifiche misurate dei modelli di consumo di energia elettrica dopo l’adesione volontariaa nuovi schemi di prezziPercentuale di utenti disponibili a comportarsi come carico interrompibilePercentuale delle richieste di carico che partecipano a programmi di mercato perla flessibilità della domanda.Percentuale di partecipazione a servizi ausiliari di utenti connessi a bassi livelli ditensioneTabella 2.1 Effetti/benefici delle Smart Grid e lista dei potenziali indicatori di performance65

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniPer quanto riguarda invece le sperimentazioni già in atto in ambito SG, tutti i meccanismi di incentivazionefino ad ora proposti sono del tipo incentive-based regulation. In Europa la prima iniziativaè stata quella del regolatore inglese Ofgem che con il programma Registered Power Zones(RPZ) prima e Low Carbon Network Fund (LCNF) poi, ha promosso lo sviluppo delle reti intelligenti.In particolare, il programma RPZ ha fornito incentivi ai DSO, per lo sviluppo di progetti innovativiin reti attive in quattro zone dell’Inghilterra, sperimentando sistemi di controllo della GD(in gran parte eolico) in grado di migliorare il funzionamento della rete di distribuzione, con beneficianche per i consumatori finali. Il programma LCNF, partito nel 2010 e valido per cinqueanni, fornisce incentivi per lo sviluppo di vari progetti innovativi in reti attive (in totale 500 milionidi sterline), con l’obiettivo principale di aumentare in modo significativo la quantità di GDsulle reti di distribuzione.Nella stessa direzione, anche il regolatore italiano ha promosso alcune iniziative per lo sviluppodelle SG (e dell’auto elettrica) come meglio dettagliato nel paragrafo 2.5.Infine, più recentemente, un’importante iniziativa promossa dalla Commissione Europea è il BandoNER300, che definisce i criteri e le misure per il finanziamento di otto progetti dimostrativi su scalacommerciale mirati alla cattura e allo stoccaggio geologico della CO 2 in modo ambientalmente sicuro,nonché di 34 progetti dimostrativi relativi a tecnologie innovative per le energie rinnovabili,tre dei quali per la gestione delle energie rinnovabili decentralizzate (SG). L’articolo 8 del Bandodispone che l’ammissibilità degli investimenti relativi alle energie rinnovabili è valutata in relazionealle potenzialità di sviluppo della GD e alla quantità complessiva prevista di energia prodotta daFER nei primi cinque anni di attività; in questo caso l’aumento e lo sviluppo delle FER rappresentaquindi il principale beneficio atteso dalle SG 5 .❑ 2.2.2 La gestione delle reti intelligentiConcretamente, la rete di distribuzione smart consente lo sviluppo di nuove funzionalità [5], tracui la capacità:• del distributore di monitorare e controllare le reti di media e bassa tensione;• del distributore di comunicare e scambiare dati in tempo reale con il gestore della rete di trasmissione;• del distributore, o del generatore connesso alla rete, di offrire servizi ancillari al gestore dellarete di trasmissione nazionale;• della rete di distribuzione di rispondere automaticamente a situazioni di criticità (cosiddetteself healing capabilities).Alcune di queste funzionalità consentono direttamente di connettere alla rete di distribuzione unamaggiore quantità di fonti rinnovabili, nel rispetto delle condizioni di sicurezza del sistema, a paritàdi capacità di trasporto. È questo, ad esempio, il caso delle funzioni di “self healing”. Altre consentonoinvece di responsabilizzare il generatore per il proprio comportamento, migliorando isegnali di prezzo trasmessi ai generatori.5Il 9 febbraio 2011 si è conclusa la fase di presentazione delle domande a livello nazionale.66

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatoriTutte le funzionalità elencate si basano sulla disponibilità per il DSO di opportuni canali di comunicazione:con il generatore, da una parte, e con il TSO dall’altra.Non tutte le nuove funzionalità delle SG per diventare operative richiedono una modifica del quadroregolatorio. È questo il caso, ad esempio, della risposta automatica a situazioni di criticità sullarete e del monitoraggio delle reti stesse. Altre invece devono necessariamente essere supportateda norme adeguate, che sfruttino le nuove potenzialità offerte dalla tecnologia 6 .In particolare, gli interventi di tipo regolatorio, necessari per sfruttare tutte le potenzialità delle SG,sono di seguito elencati.In primo luogo, come già sottolineato nel paragrafo precedente, per consentire la connessionedi più capacità di generazione di quella attuale è necessario definire i diritti che ciascun impiantoassume per effetto della connessione alla rete e i meccanismi economici, attraverso cui tali dirittipossono essere “riacquistati” dal gestore, nel caso in cui non siano esercitati dal titolare o insituazioni di emergenza per sfruttare le potenzialità offerte dalle SG nella gestione della GD. Insecondo luogo va affrontato il problema relativo alla partecipazione della GD al mercato per iservizi di dispacciamento.L’assegnazione dei diritti di trasporto deve tenere conto delle caratteristiche e delle condizionidella rete, perché l’ammontare dei diritti non può eccedere la capacità della rete stessa. In presenzadi una rete con capacità molto elevata rispetto ai flussi attesi, il diritto a utilizzare la retestessa può essere allocato in anticipo rispetto all’esecuzione del programma di immissione – adesempio sui mercati a termine – senza alcuna necessità di intervento in tempo reale. Nell’ambitodella rete di distribuzione, questo tipo di soluzione è compatibile con una filosofia di gestione “passiva”,supportata da investimenti in aumento della capacità. Lo sviluppo delle SG consente tuttaviaal gestore della rete di osservare i flussi in tempo reale e di intervenire sui programmid’immissione in caso di violazione dei vincoli di capacità della rete, dovuti a contingenze particolari.La possibilità di intervenire sui flussi in tempo reale consente di allocare – a parità di capacitàdella rete – una maggiore quantità di diritti di trasporto a termine.Le SG – prevedendo la possibilità di comunicazione bi-direzionale tra il DSO e la produzione – permettono,infatti, in linea teorica di gestire le unità di GD in modo analogo agli impianti convenzionalisulla rete di trasmissione.Questa funzione consente:1) ai generatori di modificare i programmi di immissione, anche dopo la chiusura dei mercati atermine;2) al gestore della rete di acquistare servizi di rete da parte della GD.Circa la partecipazione della GD al mercato per i servizi di dispacciamento, per quanto il primoobiettivo della generazione da FER è che essa immetta “più possibile”, è comunque di interesse(in prospettiva), la possibilità di utilizzare le rinnovabili per la fornitura di questi servizi. In sensogenerale, infatti, non è nell’interesse del sistema (o tra gli obiettivi) che gli impianti FER forniscano,per esempio, “capacità di riserva”. Tuttavia, in particolari condizioni della rete di distribu-6Ad esempio il codice di rete deve esplicitamente consentire ai generatori da fonte rinnovabile di piccola dimensione diaccedere al mercato per il servizio di dispacciamento, affinché questi impianti possano offrire servizi ancillari.67

Smart Grid. Le reti elettriche di domanizione, legate a temporanee limitazioni al transito sulla rete/linea di distribuzione cui gli impiantisono sottesi, è utile poter modulare/limitare la potenza attiva iniettata da ciascun generatore, epoterne comandare il distacco forzato. Un simile controllo delle iniezioni attive degli impianti FERpotrà, per esempio, essere asservito a un comando erogato dal TSO che tramite le misure dei flussidi potenza può individuare quali generatori sono in ogni istante inseriti in rete e le loro caratteristichein termini di potenze massime, minime (attive) con relative possibilità di regolazione.Dal punto di vista regolatorio, l’applicazione di un meccanismo di gestione dei flussi di questo tiporichiede di affrontare i seguenti aspetti:• la definizione del contenuto dei diritti di connessione;• la definizione del livello di fermezza dei diritti e la remunerazione nel caso di curtailment, o riduzionedelle immissioni programmate in situazioni di emergenza.Replicare il meccanismo di gestione delle reti di trasmissione sulle reti di distribuzione richiede didefinire le modalità di riallocazione in tempo reale dei diritti ad utilizzare la rete nel caso di mancatoesercizio da parte del titolare e le modalità di acquisto dei servizi di rete. In altre parole, diventanecessario discutere la partecipazione della GD al mercato per i servizi di dispacciamento(MSD, cfr. box sul mercato dell’energia elettrica). In particolare, ipotizzando che tutti gli impianticonnessi alla rete di distribuzione siano in grado di – e trovino economicamente conveniente – installaredispositivi per rispondere in tempo reale ai segnali inviati dal system operator, il principaleostacolo alla partecipazione della GD al MSD è la dimensione ridotta che caratterizza questo tipodi impianti. Per quanto riguarda le fonti rinnovabili, un problema ulteriore è rappresentato dallascarsa prevedibilità e controllabilità della produzione. Ad esempio, il codice di rete che definiscele regole per la partecipazione al mercato per i servizi di dispacciamento in Italia stabilisce vincolimolto precisi, che difficilmente possono essere rispettati (tal quali) dalla GD. Questi problemi potrebberoessere superati se, invece di singoli impianti, fosse ammessa la partecipazione, attraversoaggregazioni di impianti (punti di dispacciamento).Molti dei problemi affrontati nella sezione precedente sono comuni alla rete di trasmissione e possonoessere risolti valutando l’opportunità e le modalità di trasferire le regole definite in quel contestoalla rete di distribuzione. Tra i vari aspetti analizzati, però, uno risulta nuovo rispetto a quelliincontrati nell’ambito delle reti di trasmissione e riguarda il ruolo del DSO.La gestione attiva delle reti di distribuzione (Active Network Management) richiede una modificasia del ruolo assegnato alle imprese di distribuzione di energia elettrica, che delle condizioni di accessoe uso del sistema da parte degli utenti della rete. In particolare, il passaggio ad un nuovomodello di gestione della rete di distribuzione richiede l’identificazione di un “operatore di sistema”,che abbia sia la responsabilità della gestione che il potere di incidere sul comportamento dei generatoriconnessi alla rete di distribuzione. Lo stesso DSO dovrà quindi assumersi degli impegninei confronti del gestore della rete di trasmissione nazionale, assicurando il rispetto dei prevististandard di funzionamento della stessa e offrendo servizi di dispacciamento sulla base delle risorseconnesse con la propria rete.Per quanto riguarda in particolare il rapporto tra DSO e TSO è fondamentale una valutazione preliminaredi “separabilità” tra le reti. Tanto maggiore è il grado di separabilità, tanto maggiore puòessere l’indipendenza del DSO rispetto al TSO. Questo punto è rilevante soprattutto in relazione68

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatorialla fornitura dei servizi di dispacciamento. In uno scenario in cui la rete di trasmissione e di distribuzionesono intese come un unicum, il TSO è (e deve essere) in grado di identificare ciascunsingolo impianto localizzato sulla rete a tensione più bassa e scegliere quale tra questi impiantidebba fornire un particolare servizio di rete in ciascun istante. In questo caso la fornitura dei servizidi dispacciamento da parte delle unità di GD potrebbe essere effettuata attraverso la loro partecipazioneal mercato per i servizi di dispacciamento gestito dal TSO. Tuttavia, resta da chiarirequale sia (e se vi sia) l’interesse da parte del TSO a identificare ciascun singolo impianto sulla retedi distribuzione. In uno scenario alternativo di perfetta separazione tra le reti (più rappresentativodel contesto italiano, in cui la rete AT è dal 2009 di proprietà di Terna, mentre altri soggetti sonoproprietari delle reti di distribuzione MT e BT), solo il DSO potrebbe identificare e selezionare i singoliimpianti sulla rete di distribuzione per la fornitura dei servizi di dispacciamento, idealmenteattraverso la creazione di un mercato per i servizi di dispacciamento specifico per le reti di distribuzione.In questo caso il TSO potrebbe acquistare il servizio direttamente dal DSO, senza preoccuparsidella gestione dei singoli impianti.Il principale nodo regolatorio da scogliere riguarda l’effettiva separabilità delle attività di gestionedel sistema tra il TSO e il DSO. Tale decisione va effettuata tenendo in considerazione valutazionidi tipo tecnico – relative all’effettiva fattibilità della separazione stessa – e comprendendo le complicazioniche un sistema di gestione separata potrebbe determinare in termini di scambio di informazioni.2.3 Le Smart Grid e la gestione della domandaDopo aver analizzato gli aspetti relativi alla gestione dell’offerta, in questa sezione si affrontano letematiche relative alla gestione della domanda: in particolare, si analizzano gli aspetti regolatorilegati allo sviluppo dello smart metering, inteso come strumento tecnologico abilitante per consentireai consumatori – anche di piccole dimensioni – di interagire con la rete, trasformandoli dasoggetti passivi a soggetti attivi e centrali nell’ambito del sistema elettrico 7 .Prima di entrare nel dettaglio dell’analisi è importante sottolineare che l’attività di misura è concettualmenteseparata dall’attività di distribuzione e potrebbe essere gestita da un operatore diversodal DSO. Anche gli investimenti necessari per la realizzazione dello smart metering sonoseparati da quelli strettamente relativi alla rete di distribuzione. Lo sviluppo dello smart meteringha dunque una dimensione di analisi ulteriore rispetto alle SG in senso stretto, quella relativa all’individuazionedel soggetto responsabile per l’attività di misura. In molti Paesi questo soggettoè il distributore, ma in alcuni, come il Regno Unito, si sono identificati soggetti diversi responsabiliper l’installazione del misuratore e per l’attività di rilevazione e comunicazione dei dati.Questa sezione è suddivisa in due paragrafi. Nel primo si discute come una domanda attiva – o interattiva– consenta di raggiungere gli obiettivi di policy e quali interventi di tipo regolatorio sononecessari al fine di sfruttare tutte le potenzialità offerte dallo smart metering. Nel secondo para-7Gli aspetti tecnici legati allo smart metering sono ampiamente discussi nel Capitolo 4 (paragrafo 4.4).69

Smart Grid. Le reti elettriche di domanigrafo si discute il ruolo del DSO per quanto riguarda gli investimenti in smart metering e gli interventidi tipo regolatorio necessari per favorire una diffusione efficiente di queste nuove tecnologie.❑ 2.3.1 Le ragioni per una gestione attiva della domandaCome già osservato con riferimento alla discussione riguardante lo sviluppo delle SG, anche lascelta di sviluppare e diffondere lo smart metering non può essere analizzata indipendentementedai principali obiettivi di policy: la riduzione delle emissioni di CO 2 e l’aumento dell’efficienza energetica.A livello europeo, le principali disposizioni che riguardano il contesto dello smart metering sono contenutenella Metering Directive, adottata nel 2004 [7], e nella Energy Services Directive , entrata invigore nel 2006. La prima direttiva stabilisce l’armonizzazione delle regole di metering in tutti i Paesieuropei, al fine di favorire la concorrenza nel mercato della misurazione. La seconda direttiva imponeagli Stati membri lo sviluppo di metodologie di misurazione automatica dei consumi di energia elettrica(e del gas) che consentano di raggiungere obiettivi di efficienza nei consumi e risparmio di energiaelettrica. Lo sviluppo di queste nuove metodologie deve tenere conto dei costi di sviluppo ediffusione in rapporto ai benefici attesi. Come osservato in Vasconcelos (2006) [8], la direttiva2006/32/CE non richiede specificatamente l’introduzione dello smart metering e lascia agli Stati membrila decisione sulle modalità per il raggiungimento degli obiettivi prefissati. Infine, la recente direttiva2009/72/CE [9] ha previsto che le autorità di regolamentazione raccomandino fermamente alleimprese elettriche di ottimizzare l’uso dell’elettricità̀, ad esempio fornendo servizi di gestione dell’energia,sviluppando formule tariffarie innovative o, dove opportuno, introducendo sistemi di misurazionee reti intelligenti (art. 3, comma 11). L’Allegato 1 alla medesima direttiva prevede inoltre che“… gli Stati membri assicurino l’attuazione di sistemi di misurazione intelligenti, che favoriranno la partecipazioneattiva dei consumatori nel mercato della fornitura dell’energia elettrica” (comma 2).Malgrado questa molteplicità di norme, manca ancora una sorta di armonizzazione nelle modalitàper il raggiungimento dell’obiettivo di efficienza energetica. In questo contesto diversi Paesi dell’UnioneEuropea considerano la combinazione di smart metering e tariffe “Time of Use” come ilmodo ottimale per raggiungere gli obiettivi fissati dalla Direttiva [8].La diffusione dello smart metering abbatte le due principali barriere che impediscono ai consumatoridi giocare un ruolo attivo nell’ambito del sistema elettrico [10]: la mancanza di informazionecirca il proprio profilo di consumo e la possibilità di acquistare l’energia elettrica a prezzo di mercato8 . La maggiore consapevolezza per i consumatori dei propri consumi e la possibilità di riceverei segnali di prezzo provenienti dal mercato determinano un aumento dell’efficienza nei consumi chepotrebbe consentire di:• ridurre il consumo complessivo di energia elettrica;• spostare almeno parte del consumo dalle ore di picco – in cui generalmente è concentratogran parte del consumo e in cui i prezzi sono più alti – alle ore della giornata in cui i consumisono generalmente più bassi.8Come discuteremo esplicitamente in seguito, lo smart meter è lo strumento tecnologico che consente la possibilità di riceverei segnali di prezzo. Tuttavia, la presenza stessa dei segnali di prezzo è legata a interventi regolatori che modifichinoil meccanismo di pricing dell’energia elettrica per i consumatori finali.70

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatoriQuesti due effetti determinano diversi benefici per il sistema nel suo complesso e, in particolare,per diverse categorie di attori del sistema elettrico. In primo luogo, la riduzione del consumo provocauna riduzione delle emissioni di CO 2 che facilita il raggiungimento degli obiettivi climatici fissatidalla Commissione Europea. In secondo luogo, la possibilità per i consumatori di modificareil proprio profilo di consumo, in risposta ai segnali di prezzo, determina una riduzione del costo dell’energiacomplessivamente pagato dai consumatori stessi. Inoltre, la riduzione del consumo nelleore di picco, in cui in genere le reti sono congestionate, determina un uso più efficiente delle retistesse che consente al system operator di non dover effettuare – o almeno di poter ritardare – gliinvestimenti in nuove infrastrutture di rete.I benefici elencati fino a questo punto sono legati alla maggiore efficienza nei consumi determinatadalla maggiore quantità di informazioni che lo smart meter fornisce al consumatore. Tuttavia,lo smart meter consente di abilitare ulteriori servizi che determinano benefici aggiuntivi per ilsistema elettrico. Lo smart metering prevede infatti la comunicazione bi-direzionale tra il singoloconsumatore – che riceve informazioni circa i prezzi sul mercato – e il system operator e/o i fornitoridi energia elettrica al dettaglio (retailer), che possono osservare da remoto le informazionicirca il profilo di consumo dei singoli utenti 9 . È proprio la comunicazione a due vie che abilita unaserie di servizi aggiuntivi.In primo luogo, la possibilità di osservare i profili di consumo a distanza riduce il costo dell’attivitàdi misura. Il soggetto che beneficia della riduzione di tale costo operativo dipende dall’organizzazionedel sistema, perché l’attività di misura può essere svolta dal system operator, dairetailer oppure da una società indipendente. In secondo luogo, la stessa possibilità di misura adistanza aumenta l’efficienza dell’attività del DSO e dei retailer. Per quanto riguarda il DSO, conosceree poter analizzare il consumo di gruppi di utenti localizzati in determinate aree consenteuna migliore pianificazione di eventuali investimenti o rinforzi di rete. Dal punto di vista del retailer,invece, conoscere i profili di consumo degli utenti comporta in particolare due benefici. Ilprimo consiste nella rapida identificazione degli utenti morosi e nella possibilità di intervenire rapidamenteper limitare o interrompere il loro consumo. Il secondo consiste nella possibilità disviluppare nuovi prodotti (o piani tariffari) che meglio riflettano le esigenze dei consumatori. Lapossibilità di creare nuovi prodotti rappresenta, infatti, uno strumento in più nelle mani dei retailerche, in un regime concorrenziale, hanno necessità di acquisire nuovi clienti. Si osserva infineche lo smart metering dovrebbe consentire ai consumatori di cambiare fornitore in tempi piùrapidi, aumentando così il livello di competizione nel mercato retail. In ultima analisi, la maggioreconcorrenza e la disponibilità di maggiori prodotti avvantaggia i consumatori finali, che possonoscegliere tra soluzioni più adatte alle proprie esigenze a prezzi più competitivi rispetto alla situazioneattuale.La possibilità di ricevere e rispondere ai segnali di prezzo, oppure ai segnali di sistema inviati dalDSO, consente poi, in linea teorica, anche agli utenti finali – o piuttosto ad aggregazioni di consumatori– di offrire servizi di dispacciamento. Questa funzione aumenta la flessibilità nella gestionedella rete da parte del DSO, consentendo una integrazione più efficace delle fonti rinnovabili, la9Cfr. Capitolo 6.71

Smart Grid. Le reti elettriche di domanicui introduzione nel sistema elettrico aumenta l’intermittenza e imprevedibilità dei flussi di energiaelettrica sulla rete 10 .Nonostante gli indubbi vantaggi che questa funzione potrebbe apportare al sistema, altre considerazionidi tipo economico si rendono necessarie per valutare l’opportunità di consentire e/o incentivarela partecipazione dei piccoli consumatori ai mercati per i servizi di dispacciamento.Innanzitutto i piccoli consumatori sono presumibilmente disposti a offrire solo una quota del loropotenziale, perché danno molto valore all’energia (e alla possibilità di usarla quando vogliono). Pertanto,per creare una prestazione di risorse significativa per il DSO, è necessario aggregare la flessibilitàdi molti. Ulteriori considerazioni devono tenere conto della qualità del servizio didispacciamento, che può essere offerto dai piccoli consumatori in relazione alle esigenze del DSO.Il system operator deve poter contare con certezza sulla fornitura di questi servizi, che devono essereerogati in maniera tempestiva. Anche la più piccola differenza tra quanto richiesto e il servizioofferto potrebbe, infatti, mettere a rischio la sicurezza dell’intero sistema. Proprio per questomotivo è più probabile che il DSO preferisca acquistare questi servizi dagli impianti di generazione,piuttosto che dai piccoli consumatori.Come già osservato in precedenza, rispondere in tempo reale ai segnali di prezzo richiede deglielevati costi di transazione per i consumatori. Per questo motivo, lo sviluppo di nuove tecnologie– quali ad esempio gli elettrodomestici cosiddetti smart, in grado di (ri)programmare automaticamenteil loro funzionamento sulla base dei segnali forniti dallo smart meter – dovrebbe aumentarel’efficacia dello smart metering stesso nell’accrescere l’elasticità della domanda al prezzo.Sempre in questa direzione, lo sviluppo dei veicoli elettrici dovrebbe aumentare ulteriormente l’interazionetra i piccoli consumatori e i mercati elettrici. Attualmente, infatti, lo sviluppo dello smartmetering ha come unico effetto quello di determinare uno spostamento dei profili di consumodalle ore in cui i prezzi sono più alti a quelle in cui i prezzi sono più bassi. Se e quando le auto elettrichesaranno una realtà, le batterie delle auto potranno essere usate come accumulatori, per prelevareenergia elettrica quando i prezzi sono più bassi e immetterla nella rete (cioè venderla sulmercato) quando i prezzi sono più elevati.Affinché la diffusione dello smart metering determini i benefici appena descritti sono però necessariinterventi di tipo regolatorio che consentano il passaggio dal paradigma attuale – in cui la domandaè passiva e inelastica – al nuovo paradigma, in cui i consumatori interagiscono con la rete,eventualmente partecipando ai mercati elettrici e in cui il system operator e i fornitori siano ingrado di osservare i dati relativi al profilo di consumo dei singoli utenti. L’effetto complessivo – intermini di raggiungimento degli obiettivi di policy e di benefici per il sistema – dipende dall’intensitàdegli interventi regolatori che riguardano principalmente:• la definizione di un meccanismo di regolamentazione per gli investimenti in smart meter;• la definizione di un meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti a livello retail che riflettail diverso valore dell’energia elettrica in diverse fasce orarie;10Ad esempio, gli utenti attivi possono rispondere a questi segnali tecnico-economici introducendo nel loro impianto unsistema di accumulo capace di garantire una maggiore prevedibilità e una minore intermittenza dei flussi di energia elettricain rete.72

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori• lo sviluppo e l’utilizzo di tecnologie che, in combinazione con lo sviluppo di un nuovo sistemadi pricing, rendano automatica la reazione ai segnali di prezzo, senza richiedere una partecipazionecostante da parte del consumatore;• la definizione di regole per la gestione dei dati relativi ai profili di consumo;• la definizione di regole per l’accesso dei (piccoli) consumatori finali ai mercati elettrici e, in particolare,al mercato per i servizi di dispacciamento.Il risultato complessivo per il sistema – in termini di riduzione delle emissioni e di riduzione deicosti – dipende in modo cruciale dalla diffusione degli smart meter. Solo una diffusione su largascala consente di modificare il paradigma di funzionamento del sistema e di ottenere gli effettisperati; per questo motivo risulta cruciale la definizione di un meccanismo regolatorio che garantiscauna diffusione su larga scala dello smart metering.La semplice diffusione di display, che consentono al singolo consumatore di osservare il proprioconsumo presente e passato, può determinare effetti positivi, generando un consumo più efficientee, di conseguenza, una riduzione del costo per l’energia sostenuto dai consumatori e delleemissioni di CO 2 . Come mostrato in [11], la possibilità per il consumatore di monitorare in temporeale il proprio consumo (direct feedback) induce un risparmio di energia tra il 5 e il 15%. Questamaggiore efficienza energetica è il risultato della diffusione di nuove tecnologie di rilevazionedei consumi e di comunicazione e non richiede particolari interventi di tipo regolatorio 11 .Tuttavia, la definizione di una struttura di pricing che incorpori il valore dell’energia elettrica in diversiintervalli di tempo rappresenta una condizione necessaria affinchè lo sviluppo dello smart meteringabbia l’effetto di aumentare l’elasticità della domanda. È possibile identificare due categoriedi meccanismi di pricing che incorporano segnali di prezzo [12]:• i cosiddetti programmi di load curtailment;• i meccanismi di “dynamic pricing”.La prima categoria include quelle tipologie di programmi che prevedono una remunerazione peruna riduzione del consumo in risposta ad appositi segnali. I meccanismi di load-curtailment si dividonoulteriormente in due categorie. La prima prevede il controllo diretto del consumo di determinatecategorie di utenti e il loro distacco – oppure una riduzione del prelievo – in caso dinecessità. Rientrano in questa categoria azioni quali il controllo diretto dell’aria condizionata deiconsumatori domestici oppure gli interventi di riduzione del consumo di determinati utenti commerciali.La seconda categoria include, invece, i programmi che prevedono una remunerazione permegawattora di consumo ridotto. In generale, anche in questo caso è necessario distinguere iprogrammi che prevedono una riduzione del consumo in situazioni di emergenza della rete, daquelli che prevedono una modulazione dei consumi per evitare un aumento eccessivo dei prezzi.I programmi cosiddetti di dynamic pricing sono disegnati con lo scopo di ridurre il consumo dienergia elettrica nelle ore di picco e/o spostare parte del consumo dalle ore di picco alle ore fuoripicco, in cui i consumi e il prezzo dell’energia elettrica sono generalmente più bassi. Esistono diversetipologie di pricing che possono essere messe in atto.11Ad eccezione di meccanismi incentivanti che favoriscano una diffusione efficiente delle nuove tecnologie.73

Smart Grid. Le reti elettriche di domani• Real Time Pricing (RTP). È quella in base alla quale il prezzo dell’energia elettrica varia in ciascunaora del giorno (o più volte in una singola ora). È la metodologia di pricing che esprimecon maggiore precisione il valore dell’energia elettrica, ma è anche la più difficile da attuare erichiede un maggiore sforzo da parte del consumatore. Lo sviluppo delle nuove tecnologie checonsentono una risposta automatica da parte degli elettrodomestici, ad esempio, rende l’applicazionedi questo tipo di struttura di pricing più realistica.• Time of Use pricing (ToU). È un meccanismo di pricing meno complesso rispetto al RTP, incui i prezzi riflettono il diverso valore dell’energia in diverse fasce orarie. Nella versione piùsemplice esistono solo due fasce: picco e fuori picco. ToU è ancora una struttura di pricingstatica, perché il prezzo in ciascuna fascia è definito in anticipo rispetto a quando avviene ilconsumo.• Critical Peak Pricing (CPP). Differisce rispetto al ToU pricing perché i prezzi nelle ore di piccosono decisamente più elevati rispetto a quelli nelle altre fasce di prezzo. Un aumento del prezzofino a tale livello è però ammesso solo per un numero limitato di giorni all’anno.È utile distinguere i due effetti principali di un meccanismo di pricing che riflette il valore dell’energiain tempo reale: il primo è rappresentato dallo spostamento di parte del consumo dalle orepiene a quelle vuote. L’effetto è misurato dalla cosiddetta elasticità di sostituzione. Il secondo effettoè rappresentato da un cambiamento del livello di consumo, derivante dalla decisione delconsumatore di ridurre il consumo di energia elettrica in risposta all’aumento del prezzo. Questofenomeno è misurato dall’elasticità della domanda al prezzo. Diversi studi hanno cercato di misurarel’impatto delle varie tipologie di pricing sulle due elasticità [13], [14], [15] e [10].L’elasticità al prezzo – e l’elasticità di sostituzione – possono drasticamente aumentare se l’introduzionedi meccanismi di dynamic pricing è accompagnata dalla diffusione di tecnologie che rendonola risposta del consumo domestico ai segnali di prezzo in qualche modo automatica. Questorisultato è particolarmente vero per quanto riguarda l’applicazione di un meccanismo di RTP. Inquesto caso, addirittura, lo sviluppo di tecnologie automatiche risulta indispensabile in quanto èmolto difficile che un consumatore sia in grado di prestare attenzione costante alle variazioni deiprezzi per aggiustare il proprio consumo in modo coerente.Infine, diverse funzioni abilitate dello smart metering – come ad esempio la possibilità di offriretariffe “personalizzate” – dipendono dalla possibilità per i DSO e i retailer di osservare le informazionicirca i profili di consumo. Questo richiede:• la definizione di un meccanismo di gestione dei dati;• la soluzione del problema relativo alla privacy e alla sicurezza della gestione dei dati.❑ 2.3.2 La diffusione dello smart metering e il ruolo del DSOIn questa sezione si discutono gli interventi regolatori necessari per favorire gli investimenti insmart metering, ponendo particolare attenzione sul ruolo del DSO.La sezione 2 ha mostrato come il ruolo centrale nell’ambito dello sviluppo della rete attiva – intesacome investimenti in componenti smart installati sulla rete di distribuzione – è di competenzadel DSO. Per questo motivo la discussione era incentrata su quale sia la soluzione ottimale per in-74

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatoricentivare il DSO a investire in modo efficiente. Nell’ambito dello smart metering, prima di discuterele modalità per incentivare gli investimenti – e l’opportunità o necessità di definire un meccanismoincentivante – è necessario individuare chi è responsabile per gli investimenti stessi.Questa scelta dipende da decisioni di policy, la letteratura identifica due possibili approcci:• approccio regolatorio, in base al quale gli investimenti in smart metering sono di competenzadel DSO e, di conseguenza, il loro costo distribuito sull’intera collettività;• approccio “di mercato”, in base al quale tutte le decisioni circa gli investimenti in smart meteringsono lasciati al mercato – dunque alla concorrenza – tra fornitori, oppure tra società specializzatein attività di metering, se esistenti.Analogamente agli investimenti in infrastrutture di rete, il problema principale connesso alla diffusionedegli smart meter sta nel fatto che i benefici da essa indotti sono distribuiti nell’intero sistemaeconomico. In altre parole, il soggetto individuato come responsabile per gli investimentipotrebbe non trovare conveniente effettuare gli investimenti stessi.L’imposizione di obblighi d’installazione e la regolazione delle prestazioni richieste al misuratorepossono assicurare una rapida e non discriminatoria diffusione dei contatori intelligenti. Tuttaviaquesta soluzione si scontra con diversi problemi, tra cui l’identificazione del soggetto su cui ricadel’obbligo. La soluzione adottata da molti Paesi, tra i quali l’Italia, è stata quella di identificare il DSOquale soggetto obbligato.Se dal punto di vista della realizzazione degli investimenti questa soluzione sembra essersi dimostratala più efficiente, il problema principale che questo modello di sviluppo ha evidenziato èquello dell’utilizzo della nuova infrastruttura, una volta operativa. Il misuratore intelligente rappresentainfatti uno strumento molto potente nella gestione dei rapporti commerciali con il cliente. Ilsoggetto che nel sistema ha più interesse a sviluppare queste funzionalità, sfruttando al meglio lanuova tecnologia, non è certo il DSO 12 , ma piuttosto il retailer.Il regolatore si trova dunque di fronte ad un difficile trade-off nella scelta dell’assetto di governancedella misura di energia elettrica. Il dibattito è ancora aperto e non sembra emergere una soluzionechiara.2.4 Verso le reti attive: il ruolo del MiSEDopo aver analizzato nei paragrafi precedenti i problemi di natura regolatoria, legati alla gestionedella domanda e dell’offerta, in questi ultimi paragrafi viene fatta una specifica trattazione dellescelte politiche e del quadro regolatorio nazionale, relativo alla GD e allo sviluppo delle reti attive.Il ministero dello Sviluppo Economico italiano (MiSE) è impegnato sul tema SG sia a livello nazionaleche internazionale. In particolare, il MiSE ha individuato, relativamente alle SG, alcune problematichedi interesse di seguito elencate:12Che peraltro ha già benefici economici legati alla possibilità di effettuare Automated Meter Reading (AMR) o AutomatedMeter Management (AMM).75

Smart Grid. Le reti elettriche di domani1) il coordinamento a livello istituzionale delle competenze in materia e la formalizzazione di ungruppo di lavoro permanente sul tema delle SG, così come avvenuto di recente negli USA, inCina e nella Repubblica di Corea, per arrivare alla definizione di una programmazione nazionaleo di un piano d’azione che stabilisca indirizzi prioritari e fabbisogni per la transizione delsistema elettrico italiano verso l’era delle “reti intelligenti”;2) la stabilità del quadro normativo al fine di consentire una programmazione degli investimentisul medio-lungo periodo;3) il reperimento di risorse aggiuntive rispetto a quelle già messe in campo da parte dell’Italia edell’Unione Europea attraverso schemi di project financing innovativi, ad esempio partnershippubblico-private;4) la realizzazione di progetti pilota su larga scala.In riferimento alle iniziative già intraprese, nell’ambito della più ampia strategia energetica nazionale,il ministero ha in fase di elaborazione un piano d’azione per l’efficienza energetica da presentarea Bruxelles entro giugno 2011, all’interno del quale si conta anche di favorire piùsistematicamente l’ammodernamento delle reti di distribuzione secondo i concetti di “rete intelligente”.Il tema dello sviluppo delle reti ha poi trovato negli ultimi anni grande attenzione anchein ambito di promozione dell’innovazione nel settore energetico. Il MiSE con il programma “Industria2015” ha assegnato finanziamenti a interventi per lo sviluppo della GD, in totale tre progetti,con 27 milioni di euro finanziati. Nell’ambito, poi, del Fondo per la Ricerca di sistema nel settoreelettrico gli accordi di programma con ENEA, CNR e RSE, hanno visto lo stanziamento di 210 milionidi euro per il triennio 2009-2011 con l’area prioritaria di intervento che riguarda lo sviluppodelle reti. Anche il Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energeticoha destinato risorse significative per lo sviluppo delle reti di distribuzione nelle regioni del SudItalia con un accordo tra il MiSE ed Enel Distribuzione, che prevede lo stanziamento di 77 milionidi euro per interventi sulla rete in media tensione, al fine di renderla più favorevole all’inserimentodella generazione da fotovoltaico.2.5 Verso le reti attive: il ruolo del regolatorePer quanto riguarda il quadro regolatorio nazionale, l’AEEG, dopo aver individuato nella GD il driverprincipale per lo sviluppo delle reti intelligenti, ha scelto di supportare lo sviluppo di SG attraversoi diversi provvedimenti illustrati nei paragrafi seguenti.❑ 2.5.1 Regole tecniche e condizioni procedurali ed economiche di connessioneLa quantità di GD installata sulle reti italiane è elevata e in costante aumento anche grazie al ruoloattivo del regolatore. I provvedimenti più innovativi, e che più incidono sulla GD, riguardano le condizioniprocedurali ed economiche, per richieste di connessione, e le regole tecniche di connessione.Più in generale, il quadro regolatorio relativo alla GD in Italia si può descrivere identificandotre livelli: il primo relativo alla regolazione dell’accesso ai servizi di sistema (connessione alle reti76

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatorielettriche, trasporto dell’energia elettrica e dispacciamento), il secondo relativo alle modalità di cessionedell’energia elettrica prodotta e il terzo relativo ai regimi di incentivazione applicabili a certeforme di produzione di energia elettrica. Le principali disposizioni regolatorie adottate dall’Autoritàin materia di produzione di energia elettrica 13 sono elencate nella Tabella 2.2, mentre le disposizioniche definiscono e regolano le condizioni relative agli impianti cogenerativi ad altorendimento e quelle che regolano le disposizioni relative alle incentivazioni delle fonti rinnovabilisono indicate in Tabella 2.3.Connessione alle reti elettricheCondizioni procedurali ed economiche per richieste di connessione presentate dopo il 31 dicembre 2008Ogni livello di tensione • Deliberazione ARG/elt 99/08 (TICA) e successive modifiche e integrazioni(ARG/elt 125/10)• Modalità e condizioni contrattuali dei gestori di rete (MCC)Regole tecniche per la connessioneMedia e alta tensione • Deliberazioni ARG/elt 33/08 e ARG/elt 119/08 (per reti di distribuzione)• Codice di rete verificato dall’Autorità (per reti di trasmissione)Bassa tensione • Regole tecniche di connessione delle imprese distributrici (fino a fine 2011)Accesso e utilizzo della reteTrasporto • Deliberazione n. 348/07Dispacciamento • Deliberazione n. 116/06• Deliberazione ARG/elt 98/08 e ARG/elt 5/10 (dispacciamento eolico)• Codice di rete di Terna verificato dall’AutoritàMisuraEnergia elettrica scambiata • Deliberazione n. 348/07con la rete • Deliberazione ARG/elt 178/08• Deliberazione ARG/elt 107/09Energia elettrica prodotta • Deliberazione n. 88/07Cessione energia e scambio sul postoRitiro dedicato • Deliberazione n. 280/07Scambio sul posto • Deliberazione n. 28/06 e relativi chiarimenti fino al 31/12/2008• Deliberazione ARG/elt 74/08 dall’1 gennaio 2009Tabella 2.2 Principali disposizioni regolatorie adottate dall’Autorità in materia di produzione di energia elettrica13Applicate anche alla Generazione Diffusa.77

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniFonti rinnovabiliCertificati Verdi • Deliberazioni ARG/elt 24/08, ARG/elt 10/09 e ARG/elt 3/10 (definizione delprezzo medio di vendita dell’energia elettrica ai fini della definizione del valoredi riferimento dei Certificati Verdi)Conto energia • Deliberazione n. 188/05 (attuazione del DM 28 luglio 2005)per il fotovoltaico • Deliberazione n. 90/07 (attuazione del DM 19 febbraio 2007)• Documento di consultazione 34/10 (attuazione del DM del 6 agosto 2010)Conto energia per • Deliberazione n. 95/08 (attuazione del DM 11 aprile 2008)il solare termodinamicoTariffa fissa • Deliberazione n. 1/09 (attuazione del DM 18 dicembre 2008)onnicomprensiva per lealtre fonti rinnovabiliCogenerazione ad alto rendimentoDefinizione di • Deliberazione n. 42/02cogenerazione • Deliberazione n. 296/05 (aggiornamento dei parametri di calcolo)ad alto rendimento • Deliberazione n. 307/07 (aggiornamento dei parametri di calcolo)• Deliberazione ARG/elt 174/09 (aggiornamento dei parametri di calcolo)Controlli tecnici e sopralluoghi sugli impianti• Deliberazione n. 60/04• Deliberazione n. 215/04 (Regolamento tecnico)Tabella 2.3 Condizioni relative agli impianti cogenerativi ad alto rendimento e disposizioni relative alle incentivazionidelle fonti rinnovabili2.5.1.1 Testo integrato delle connessioni attive – TICALe condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti, con obbligo di connessione diterzi degli impianti di produzione, sono definite nel TICA [16], entrato in vigore il 1° gennaio 2009.Il TICA definisce gli aspetti procedurali ed economici e prevede per la GD procedure di connessionealla rete semplificate. Infatti, in alcuni casi può succedere che gli impianti siano completatiprima che la connessione alla rete sia operativa, con grave danno per i produttori, che vedono allontanarsinel tempo il rientro dell’investimento 14 .Con il TICA l’Autorità ha regolato le condizioni economiche e procedurali: si tratta dell’iter relativoalla richiesta di connessione, delle procedure messe in atto dai distributori e del corrispettivo cheil richiedente la connessione deve al distributore, che per gli impianti FER risultano particolarmenteagevolate.Lo scorso agosto l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha pubblicato sul proprio sito internet ladeliberazione ARG/elt 125/10, che ha aggiornato il Testo Integrato delle Connessioni Attive. Ilprovvedimento, oltre a riorganizzare il testo in vigore, introduce alcuni elementi, frutto dell’espe-14Nel caso del fotovoltaico, il ritardo nella connessione può anche ridurre i ricavi dell’impianto stesso: infatti, il sistema attualedi incentivi prevede una diminuzione del valore della tariffa incentivante, in relazione all’anno in cui l’impianto vienemesso in esercizio.78

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatoririenza degli operatori degli ultimi due anni, e alcune importanti novità, che riguardano anche lerichieste di connessione già in corso.In particolare, l’Autorità ha introdotto nuovi elementi regolatori per:a) la definizione di interventi finalizzati ad evitare l’occupazione della capacità di trasporto sullarete, nei casi in cui all’accettazione del preventivo non faccia seguito la concreta realizzazionedell’impianto di produzione di energia elettrica;b) l’analisi più puntuale delle procedure che prima non trovavano regolazione nel TICA, con particolareriferimento al coordinamento tra gestori di rete;c) la definizione e la razionalizzazione delle procedure che, pur non essendo direttamente correlatealla connessione tecnica di un impianto di produzione alla rete, sono necessarie affinchéla connessione possa essere attivata; è stato introdotto un vero e proprio “pannello di controllo”unico, realizzato e gestito da Terna nell’ambito del progetto Gaudì per gestire l’anagrafica degliimpianti di produzione di energia elettrica, atto ad evidenziare la sequenza delle attività dasvolgere e dove i vari soggetti coinvolti (impresa distributrice, GSE, richiedente la connes -sione/produttore, Terna) possono registrare i relativi esiti rendendo monitorabile e trasparentela situazione in corso;d) la definizione di principi finalizzati a garantire uno sviluppo più razionale del sistema elettrico, perpromuovere l’accesso alla rete degli impianti di produzione di energia elettrica, realizzati e di futurarealizzazione, tali da garantire uno sviluppo più razionale del sistema elettrico, riducendo ilpiù possibile la presenza di impianti di utenza per la connessione, evitando la presenza di trattidi impianti di utenza per la connessione condivisi, promuovendo soluzioni per cui un’unica stazioneAT/MT venga utilizzata per la connessione di più utenti o per lo sviluppo di nuove linee MT.Un punto importante del TICA (già dal 2009) è la definizione del corrispettivo di connessione, importo(corrispettivo) che l’utente deve pagare per collegare un impianto di produzione alla rete,prestabilito in modo convenzionale. Il corrispettivo è definito come il minore tra i due importi seguenti(anche se la rete non è al livello di tensione prescelto o non è ancora presente):A = [35 P + 90 P DA + 100] € B = [4 P + 7,5 P DB + 6000] €dove:• DA: distanza in linea d’aria [chilometri] tra il punto di connessione e la cabina MT/BT del distributore,in servizio da almeno cinque anni;• DB: distanza in linea d’aria [chilometri] tra il punto di connessione e la stazione AT/MT del distributore,in servizio da almeno cinque anni;• P: potenza ai fini della connessione.La definizione dei costi di connessione in modo convenzionale dà all’investitore la possibilità di conoscerein anticipo i costi di connessione alla rete. Tale trasparenza non era invece possibile conla precedente Delibera 281/05, in cui i costi di connessione erano ottenuti solo dopo preventivo.Il TICA stabilisce anche i tempi per la connessione e gli indennizzi automatici per i ritardi e le modalitàdi scelta del punto di connessione, rendendo più semplici le modalità di connessione alla rete,anche in funzione degli iter autorizzativi.79

Smart Grid. Le reti elettriche di domani2.5.1.2 Regole Tecniche di ConnessioneAl fine di armonizzare le norme tecniche di connessione, particolarmente per i produttori, l’Autoritàper l’Energia Elettrica e il Gas ha approvato una “Regola Tecnica di Connessione” per le retiMT e AT (Delibera ARG/elt 33/08, con allegata la Norma CEI 0-16 ). Questa norma è stata concepitain ambito CEI e tiene conto di tutti i problemi tecnici sollevati dalle parti interessate (clienti,produttori, distributori). Il risultato è una norma CEI obbligatoria, che definisce i criteri tecnici perla connessione degli utenti alle reti elettriche di distribuzione con tensione nominale in correntealternata superiore a 1 kV e fino a 150 kV 15 . Per quanto riguarda il livello BT, una norma CEI (ProgettoCEI 1058 [18]), che definisce i criteri tecnici per la connessione degli utenti alle reti elettrichedi distribuzione con tensione nominale in corrente alternata fino a 1 kV compreso 16 , è in corsodi pubblicazione 17 . Entrambi i provvedimenti appena citati contengono già alcuni riferimenti all’evoluzioneverso le reti attive.Infatti, la Norma CEI 0-16 impone che i dispositivi volti a scollegare le unità di GD dalla rete siano(obbligatoriamente) in grado di riceve i segnali dal DSO, attraverso un opportuno sistema di telecomunicazione,superando le limitazioni delle attuali logiche di anti-islanding e garantendo un funzionamentoaffidabile anche in presenza di grandi quantità di DG sulla rete.Il progetto CEI 1058 ha ulteriormente evoluto e meglio definito le modalità di intervento del sistemadi protezione di interfaccia e ha indicato ulteriori prescrizioni, al fine di favorire la regolazionedella tensione da parte della DG, per mezzo di adeguati segnali forniti dai distributori.❑ 2.5.2 Smart metering e prezzi differenziatiCon la Delibera n. 292/06 [19], l’AEEG ha introdotto, prevedendo requisiti minimi funzionali, e inseguito aggiornato l’obbligo di installare contatori intelligenti, in grado di rilevare l’energia elettricaattiva prelevata in ogni ora, in modo che i punti di prelievo con potenza disponibile superiore a 55kW, corrispondenti a clienti del mercato libero, siano trattati su base oraria.Entro la fine del terzo periodo regolatorio (2008-2011), infatti, ciascun distributore dovrà installarecontatori intelligenti, presso tutti i consumatori in BT e MT. L’obbligo è stato esteso in modoprogressivo: si è partiti da una diffusione del 25% per il 2008, per arrivare al 65% per il 2009; al90% per il 2010 (valore già superato) ed entro il 2011 al 95% dei consumatori.I contatori intelligenti, e i sistemi preposti alla loro telegestione, garantiscono una serie di importantiprestazioni di base.In primis consentono l’offerta di tariffe biorarie o multiorarie, che possono permettere una seriedi risparmi grazie ad un uso più intelligente dell’energia elettrica, modulato in funzione dei differentiprezzi orari. In secondo luogo permettono: di emettere fatture basate su effettivi consumi(la cui integrità è garantita in modo continuativo da opportuni meccanismi di protezione e controllo);di migliorare e velocizzare i servizi commerciali resi alla clientela in occasione di subentri,15Le prescrizioni della norma si applicano per analogia anche ai limitatissimi casi di connessioni di utenti a Cabine Primariecon livelli di tensione 220 kV MT, con riferimento alla sola connessione in antenna da CP.16Le prescrizioni della norma si applicano sia alle connessioni monofase sia alle connessioni trifase.17Nel frattempo si applicano le disposizioni del singolo distributore.80

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatorivolture, cambi della potenza contrattuale o del piano tariffario; infine, di rendere più veloce il passaggioda un fornitore di energia elettrica ad un altro. Proprio la diffusione dei contatori intelligentiha permesso la definizione (Delibera ARG/elt 22/10 [20]) di uno strumento di gradualità per l’applicazioneai clienti domestici, serviti in maggior tutela di corrispettivi di vendita differenziati perfasce orarie.Dal 1° luglio del 2010, per i consumatori dotati di nuovi contatori elettronici riprogrammati (20 milioninel dicembre 2010), in grado cioè di misurare i consumi nelle diverse fasce orarie “F1”, “F2”,“F3”, e che intendono continuare a utilizzare i prezzi di riferimento fissati dall’Autorità, è entratoin vigore – progressivamente e in modo automatico – il nuovo sistema di prezzi biorari: un prezzopiù elevato nella fascia di punta (F1) e un prezzo inferiore nelle fasce non di punta (F2 e F3).❑ 2.5.3 Veicoli elettriciI veicoli elettrici sono destinati a svolgere un ruolo importante nel (e per il) futuro delle reti attive.L’infrastruttura di ricarica avrà bisogno di nuovi investimenti e di specifiche tecnologie ICT la cuiimplementazione è necessaria per ottimizzarne le prestazioni; in questo contesto l’Autorità è intervenutasu più punti:• prevedendo (Delibera ARG/elt 56/10 [21]) la possibilità che nelle abitazioni private e loro pertinenze,o negli spazi condominiali, sia possibile richiedere al proprio fornitore di energia elettricapiù punti di fornitura, ognuno con un contatore, destinati espressamente all’alimentazionedi veicoli elettrici;• prevedendo (Delibera ARG/elt 242/10 [22]) agevolazioni tariffarie per sei progetti pilota per lasperimentazione di sistemi di ricarica pubblica dei veicoli elettrici.❑ 2.5.4 La Delibera 39/10: incentivi per le Smart GridUn ulteriore provvedimento intrapreso dall’Autorità relativo alla GD e in particolare alle reti attiveè la recente Delibera ARG/elt 39/10 [23], con la quale, il regolatore italiano – con scelta d’avanguardiarispetto ad altri contesti europei – ha scelto di spingere per lo sviluppo delle SG, offrendoincentivi per la presentazione di progetti innovativi in reti attive. È infatti opinione ormai consolidatache un reale progresso nella direzione delle reti del futuro possa iniziare soltanto mettendoin campo iniziative che coinvolgano reti reali, con clienti finali e utenti attivi (carichi e generatori),in modo da provare nella realtà le soluzioni sinora studiate in teoria, e sperimentate in laboratorio.Si tratta quindi di entrare in una fase di “field test”, se non di vero e proprio “deployment” (seppure,ovviamente, su scala ridotta). Le imprese di distribuzione elettrica hanno presentato, entroil 30 settembre 2010, progetti con applicazione reale, finalizzati alla ristrutturazione della rete elettricadi propria competenza (o di una parte di essa) ottenendo una remunerazione maggioratadegli investimenti. Infatti, i progetti pilota non verranno finanziati in conto esercizio o conto capitale,ma tramite un incentivo tariffario (+2% della quota di capitale investita per 12 anni) che garantisceun rendimento maggiorato rispetto a chi investe in reti tradizionali 18 .18La remunerazione per chi investe in reti tradizionali è del 7%, per chi investirà nei progetti pilota Smart Grid sarà del 9%.81

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniPer usufruire del trattamento incentivante, i progetti pilota devono soddisfare alcuni requisiti fondamentali,di seguito elencati:• rappresentare una concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzione MT in esercizio;• interessare una porzione di rete MT attiva: linee MT con inversione dei flussi per almeno l’1%dell’anno 19 ;• prevedere un sistema di controllo/regolazione della tensione 20 della rete e un sistema di registrazioneautomatica degli indicatori rilevanti;• utilizzare protocolli di comunicazione non proprietari;• garantire il rispetto delle normative vigenti, in particolare circa la qualità del servizio.Inoltre, le iniziative proposte dai distributori possono prevedere un sistema di comunicazione bidirezionalecon i clienti finali per la sperimentazione di modalità di demand response attraversosegnali di prezzo; o un sistema di storage, in particolare in combinazione con fonti rinnovabili intermittentio con installazioni di ricarica, anche bidirezionale, di veicoli elettrici; o un sistema di controllocongiunto di produzione da fonti rinnovabili e di produzione tradizionale o di carichi tale, daassicurare un profilo netto di immissione regolare e prevedibile 21 .I benefici saranno valutati sulla base di un indicatore che tenga conto di:• numero di punti di connessione di utenze attive coinvolti nel progetto;• aumento dell’energia immettibile in rete da DG, rispetto alla rete gestita nelle condizioni precedentigli interventi;• presenza anche contemporanea dei requisiti facoltativi e/o partecipazione degli impianti di GDalla regolazione della tensione;• impiego di sistemi di comunicazione finalizzati allo scambio di informazioni tra DNO e utenti dellarete, che adottino tecniche e protocolli di comunicazione standard, consolidate e trasparenti.La graduatoria delle richieste è stata stilata sulla base del rapporto tra l’indicatore dei benefici e ilcosto del progetto pilota. In accordo con il documento redatto dal nucleo della commissione diesperti (Determina 7/10 Allegato B), l’indicatore dei benefici (IB) è il prodotto tra il punteggio tecnicodel progetto e la potenza immettibile in rete da GD, in seguito all’intervento per il quale è statorichiesto il trattamento incentivante:I diversi benefici sono raggruppati nei seguenti quattro ambiti di valutazione.• A1. Dimensione del progetto dimostrativoL’ambito di valutazione A1 considera il numero delle utenze attive coinvolte, la dimensione dell’areainteressata alla sperimentazione e gli effetti del progetto sull’incremento della produzioneda GD e FER.19L’inversione di flusso è quindi utilizzata come indicatore chiave delle criticità introdotte dalla GD e della possibile “attività”della rete.20In questo modo si integra la GD nei sistemi di regolazione di tensione, diversamente da quanto fatto finora.21Questi ultimi, in particolare, sono alcuni dei requisiti facoltativi che i progetti pilota possono presentare.82

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatori• A2. Grado di innovazione del progetto dimostrativoL’ambito di valutazione A2 considera i benefici relativi al grado di innovazione che il progettopilota è in grado di introdurre nel sistema di distribuzione, con riferimento alla capacità di aggregazionedella GD e delle FER, finalizzate alla regolazione di tensione e all’uniformità del diagrammadi produzione, all’impiego di sistemi per la comunicazione, il controllo e la gestionedelle reti di distribuzione.• A3. Fattibilità del progetto dimostrativoL’ambito di valutazione A3 considera i tempi di realizzazione del progetto e l’impatto sulla qualitàdel servizio. Si ritiene non realizzabile o scarsamente realizzabile un progetto che possa portarea un decremento a regime dei livelli di continuità a oggi raggiunti nella rete oggetto dellasperimentazione.• A4. Replicabilità su larga scala del progetto dimostrativoL’ambito di valutazione A4 considera gli elementi maggiormente sensibili rispetto al requisitodi riproducibilità su larga scala delle soluzioni tecniche prospettate nel progetto pilota.È importante sottolineare che tutti i risultati ottenuti saranno resi pubblici, per permettere la disseminazionedelle esperienze e una più realistica valutazione dei risultati.Quest’ultimo requisito (la disseminazione pubblica dei risultati), unito al fatto, ancora più importante,che il finanziamento di simili iniziative avvenga tramite le tariffe e non grazie a fondi destinatialla ricerca, ci porta verso una dimensione nuova, sinora poco esplorata.Si tratta infatti di indagare, in maniera approfondita e con concretezza operativa, quale sia la realesostenibilità – dal punto di vista sistemico (e, in particolare, dell’utente finale, che, in ultima analisi,ne sopporta i costi) – dell’evoluzione prospettata verso il nuovo paradigma delle reti intelligenti.La fase di selezione si è conclusa il 10 febbraio 2011 quando è stata pubblicata sul sito dell’Autoritàla Delibera ARG/elt 12/11 contenente l’ammissione al trattamento incentivante (istituito conla Delibera ARG/elt 39/10) di otto progetti pilota relativi a reti attive (SG).I progetti ammessi all’incentivo sono riportati nella seguente graduatoria di merito.Posizione Titolo Impresa distributrice Indice dei benefici1 A2A CP Lambrate A2A Reti Elettriche S.p.A. 652 ASM Terni ASM Terni S.p.A. 683 A2A CP Gavardo A2A Reti Elettriche S.p.A. 654 ACEA Distr. Acea Distribuzione S.p.A. 715 ASSM Tolentino Assm S.p.A. 666 ENEL Distr. CP Carpinone ENEL Distribuzione S.p.A. 967 Deval CP Villeneuve Deval S.p.A. 688 A.S.SE.M. San Severino Marche A.S.SE.M. S.p.A 64Tabella 2.4 Graduatoria di merito dei progetti pilota Smart Grid83

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIl progetto di Enel Distribuzione ha conseguito il maggior punteggio in termini di innovazione tecnologica(96 punti su 100) e risulta di particolare interesse per uno sviluppo prospettico sull’interarete assicurando, oltre a una maggiore capacità di accoglimento della GD (tratto comune a tutti iprogetti ammessi), anche una gestione affidabile e sicura del sistema elettrico e un miglioramentodella qualità del servizio, con evidenti benefici per tutti gli utenti.Tutti i progetti presentati prevedono, inoltre, lo sviluppo di supporti di comunicazione (ICT) nonchédi tecnologie e sistemi di automazione, protezione e controllo delle reti attive MT nella prospettivadelle SG.Box 2.1. Sul mercato dell’energia (tratto dal sito del Gestore del Mercato Elettrico)Il mercato elettrico in Italia nasce per effetto del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79(D.lgs. n. 79/99), nell’ambito del processo di recepimento della direttiva comunitaria sullacreazione di un mercato interno dell’energia (96/92/CE); la borsa dell’energia è operativaa partire dal 1° aprile 2004 e ha subito, ad oggi, una serie di sviluppi che hanno portato alladefinizione del quadro delineato nella figura seguente:La borsa dell’energia è suddivisa in un “Mercato a Termine” (MTE: sede delle negoziazioniper contratti a termine dell’energia elettrica con obbligo di consegna e di ritiro) e in un“Mercato a Pronti” (MPE).A sua volta il Mercato Elettrico a Pronti è articolato in un Mercato del Giorno Prima (MGP),in un Mercato Infragiornaliero (MI) e nel Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD).Il Mercato del Giorno Prima (MGP) ha per oggetto la contrattazione di energia tramite offertadi vendita e di acquisto. Il MGP si svolge in un’unica sessione in asta implicita relativaal giorno successivo; su tale mercato gli operatori presentano offerte nelle quali indicanola quantità e il prezzo massimo/minimo al quale sono disposti ad acquistare/vendere. Allachiusura del mercato il prezzo è determinato, per ogni ora, dall’intersezione della curva didomanda e di offerta e si differenzia da zona a zona in presenza di limiti di transito saturati.Il Mercato Infragiornaliero (MI) ha per oggetto – tramite offerte di vendita e di acquisto –la contrattazione delle variazioni di quantità di energia rispetto a quelle negoziate sul MGP.Il MI si articola in due aste implicite, che si svolgono con orari di chiusura diversi e in successione;come precedentemente introdotto tale mercato trova la sua motivazione nel con-84

Lo sviluppo delle Smart Grid. Aspetti regolatorisentire agli operatori di apportare modifiche ai programmi definiti nel MGP attraverso ulterioriofferte di acquisto o vendita.Il Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD), articolato in MSD ex ante e Mercato di Bilanciamento(MB), ha per oggetto l’approvvigionamento da parte di Terna delle risorse necessarieper il servizio di dispacciamento, ossia per la gestione e il controllo del sistema, larisoluzione delle congestioni intrazonali, la creazione delle riserve di energia e il bilanciamentoin tempo reale.La rete elettrica trova una rappresentazione semplificata nei mercati MGP e MI, ossia unarappresentazione in cui il sistema nazionale è schematizzato a zone con vincoli predefinitidi transito minimo e massimo: tali mercati hanno infatti l’obiettivo di catalizzare il sistemaverso una convergenza ad una soluzione efficiente (a basso costo).Viceversa durante il MSD l’operatore nazionale (TERNA) elabora i risultati conseguiti da MGPe MI, introducendo una rappresentazione esplicita della rete elettrica, con il fine di verificarel’operabilità e la sicurezza del sistema elettrico nazionale, attuando delle correzioni aivari programmi di produzione/consumo sia ex-ante (ossia il giorno precedente per il successivo)sia in tempo reale, andando a controllare l’effettivo punto di funzionamento ed,eventualmente, acquisendo risorse per garantire il bilanciamento energetico.BIBLIOGRAFIA[1] J. de Joode, A.J. van der Welle, J.J. Jansen “Business models for DSOs under alternative regulatoryregimes” Report ECN Energy research Centre fhe Netherlands ECN-E—07-038, 2007.Disponibile su: http://www.ecn.nl/docs/library/report/2007/e07038.pdf[2] L. Meeus, M. Saguan, JM. glachant, R. Belmans, “Smart Regulation for Smart Grids”, EUIWorking Paper RSCAS 2010/45, 2010. Disponibile su:http://www.smartgrids-cre.fr/media/documents/regulation/10_FSR_Smart_regulation.pdf[3] “Position Paper on Smart Grids”, ERGEG E10-EQS-38-05, Giugno 2010.[4] “Long-Term Electricity Network Scenarios (LENS) – final report” Ofgem, Novembre 2008. Disponibilesu: http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/Archive/ElecTrans/LENS/Documents1/081107Ofgem_letter.pdf[5] The European Electricity Grid Initiative (EEGI) Roadmap 2010-18 and Detailed ImplementationPlan 2010-12, Maggio 2010.[6] Direttiva 2004/22/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 31 marzo 2004 relativa aglistrumenti di misura.[7] Direttiva 2006/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 aprile 2006 concernentel’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici e recante abrogazione della direttiva93/76/CEE del Consiglio.85

Smart Grid. Le reti elettriche di domani[8] J. Vasconcelos “Survey of Regulatory and Technological Developments Concerning Smart Meteringin the European Union Electricity Market “, EUI Working Paper RSCAS 2008/01, 2008. Disponibilesu: http://cadmus.eui.eu/bitstream/handle/1814/9267/RSCAS_PP_08_01.pdf?sequence=2[9] Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009 relativa a normecomuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE.[10] B. Haney, T. Jamasb, M.G. Pollitt, “Smart Metering and Electricity Demand: Technology, Economicsand International Experience,” Cambridge Working Papers in Economics 0905, Facultyof Economics, University of Cambridge, 2009.[11] S. Darby “The effectiveness of feedback on energy consumption” Working Papers EnvironmentalChange Institute, University of Oxford (2006).Disponibile su: http://www.eci.ox.ac.uk/research/energy/downloads/smart-metering-report.pdf[12] CRA, 2005. “Primer on Demand-side Management” CRA Report.[13] S. Atkinson Reshaping residential electricity load curves through time-of-use pricing. Resourcesand Energy 3, 175-194. North Holland Publishing Company, 1981.[14] K. Herter “Residential implementation of critical-peak pricing of electricity”. Energy Policy 35(2007): 2121-2130. 2007.[15] H. Allcott, “Rethinking Real Time Electricity Pricing” Working Papers from Massachusetts Instituteof Technology, Center for Energy and Environmental Policy Research (2009).[16] TICA: Testo Integrato delle Condizioni Tecniche ed Economiche per la Connessione alle Reticon Obbligo di Connessione di Terzi degli Impianti di Produzione – Allegato A alla deliberaARG/elt 99/08 – versione integrata e modificata dalle deliberazioni ARG/elt 179/08 e 205/08.[17] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi allereti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica”, Edizione 2008.[18] Progetto CEI 1058 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivialle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica”.[19] Delibera n. 292/06 “Direttive per l’installazione di misuratori elettronici di energia elettricapredisposti per la telegestione per i punti di prelievo in bassa tensione”.[20] Delibera ARG/elt 22/10 “Definizione di uno strumento di gradualità per l’applicazione ai clientidomestici serviti in maggior tutela di corrispettivi di vendita differenziati per fasce orarie”.[21] Delibera ARG/elt 56/10 “Disposizioni in materia di connessioni per l’alimentazione di pompedi calore a uso domestico e di veicoli elettrici. Modificazioni dell’Allegato A e dell’Allegato Balla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07”.[22] Delibera ARG/elt 242/10 “Disposizioni speciali per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzionee misura e del servizio di dispacciamento ai fini della sperimentazione di sistemidi ricarica pubblica dei veicoli elettrici”.[23] Delibera ARG/elt 39/10 “Procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi al trattamentoincentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autoritàper l’energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07”.86

Capitolo 3La Generazione Diffusa come driverper le reti attive(focus sul panorama italiano)di Marco Merlo e Valeria Olivieri

Smart Grid. Le reti elettriche di domani3.1 GeneralitàL’innovazione che negli ultimi anni ha maggiormente inciso sulle reti di distribuzione e sui sistemielettrici più in generale, specialmente nel contesto nazionale, ma anche a livello internazionale, èdi certo costituita dalla Generazione Diffusa (GD). Il soddisfacimento del fabbisogno energeticomondiale, in costante crescita, sempre più problematico a causa delle forti oscillazioni dei prezzidelle fonti energetiche convenzionali e per la necessità di ridurre le emissioni inquinanti e climalteranti,sta portando a un grande cambiamento nella configurazione dei sistemi elettrici: la generazionedi energia elettrica, tradizionalmente effettuata in grandi siti centralizzati, afferenti allereti di trasmissione, sta oggi sempre più coinvolgendo anche impianti di taglia medio-piccola, daconnettere alle reti di distribuzione, in prossimità degli utenti. Questa massiccia penetrazione dellaGD nel sistema elettrico, e in particolare nelle reti di distribuzione in media e bassa tensione, imponeun ripensamento delle modalità di gestione di tali reti, che devono passare da “passive” ad“attive”. Per quanto attiene la protezione, la gestione e la regolazione della rete elettrica di distribuzione,l’avvento della GD richiede una vera e propria rivoluzione concettuale, in quanto il sistemaè stato concepito nell’ottica di flussi energetici unidirezionali, dalla rete di alta tensione (trasmissione)verso quella di media e, successivamente a un livello ancora più capillare, verso quella dibassa tensione (distribuzione). Per consentire un reale apporto della GD al complessivo sistemaelettrico, assume una rilevanza primaria lo sviluppo di nuove modalità di protezione, gestione eautomazione delle reti. In particolare, risulta di interesse passare a una gestione attiva della retedi distribuzione (Smart Grid) implementando sistemi di comunicazione e controllo, che permettanodi superare l’attuale approccio fit&forget e di aumentare l’utilizzo delle FER e lo sviluppo della GD.Tutte le sperimentazioni e gli incentivi già in atto in ambito SG vanno, infatti, in questa direzione:l’aumento dell’energia immettibile in rete da GD è tra i benefici principali dei progetti pilota e il risultatofinale quantitativo da massimizzare. Due esempi, già citati nel Capitolo 2, sono la DeliberaARG/elt 39/10 e il Bando Europeo NER300, in cui l’ammissibilità degli investimenti è valutata in relazionealle potenzialità di sviluppo della GD e alla quantità complessiva prevista di energia prodottada FER. Recentissimamente, il decreto legislativo approvato il 3 marzo dal Consiglio deiMinistri, “Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili,recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”, introduceincentivi per lo sviluppo delle reti di distribuzione nell’ottica delle SG. In particolare,l’articolo 18 (comma 1) stabilisce che ai distributori di energia elettrica, che effettuano interventidi ammodernamento secondo i concetti di SG, spetta una maggiorazione della remunerazione delcapitale investito per il servizio di distribuzione 1 , individuando nella GD un aspetto essenziale dell’evoluzionedelle reti elettriche verso le SG 2 .A questa prospettiva è dedicato il seguito del capitolo che descrive, in modo approfondito, l’impattodella GD sul complessivo sistema elettrico, e in particolare sulle reti elettriche di distribuzione.1Tali interventi consistono, prioritariamente, in sistemi per il controllo, la regolazione e la gestione dei carichi e delle unitàdi produzione, ivi inclusi i sistemi di ricarica di auto elettriche.2Il medesimo articolo 18, comma 2, demanda all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas la definizione delle caratteristichedegli interventi e dei conseguenti incentivi.88

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoInizialmente sono dati alcuni cenni sulle ricadute della GD, a livello di complessivo sistema elettrico3 ; si passerà poi a descrivere, con maggior dettaglio, i problemi tecnici che la GD stessa causa.I dati disponibili circa il livello di tensione delle reti in cui viene immessa l’energia (Capitolo 1) giustificanola scelta di effettuare tutte le analisi in relazione ai diversi livelli di tensione delle reti. Inparticolare, poiché la rete AT italiana ha una struttura molto avanzata e non richiede evoluzionisostanziali, a seguito di un aumento delle fonti energetiche rinnovabili ad essa connesse, le analisirelative alla AT saranno limitate (paragrafo 3.2, in cui si tratteggiano gli impatti sul complessivosistema elettrico), per lasciare più spazio alla valutazione dell’impatto (tecnico ed economico)della GD 4 sulle reti di distribuzione MT e BT, che rappresenta, ad oggi, il problema più critico (paragrafo3.3).3.2 Impatto della Generazione Diffusa sul sistema elettrico nazionaleL’impatto della GD (o, più correttamente, delle FER) sul complessivo sistema elettrico è legatoprincipalmente a un incremento dei costi di incentivazione, di investimento, di O&M, e dei costi diproduzione del parco tradizionale indotti dalla non programmabilità di gran parte degli impianti dipiccola e media taglia, sia che si tratti di impianti che funzionano con fonti energetiche rinnovabili(FER) di tipo intermittente (ad esempio eolico, fotovoltaico, impianti idroelettrici ad acquafluente), sia di impianti cogenerativi, la cui produzione elettrica è condizionata dalla produzione dicalore che essi devono garantire. Infatti, la generazione da fonte energetica convenzionale devefar fronte ai maggiori vincoli posti al sistema elettrico dalla generazione di tipo aleatorio, garantendomaggiore flessibilità, con un incremento dei costi di produzione, come di seguito sinteticamenteillustrato.❑ 3.2.1 Costi di incentivazionePer quanto riguarda i costi di incentivazione, all’interno delle FER è necessario distinguere tra FERdiverse dal fotovoltaico e il fotovoltaico. Al fine di assicurare un adeguato sviluppo delle FER diversedal fotovoltaico, la Legge Finanziaria 2008 ha riformato il sistema di incentivazione precedentementein vigore, prevedendo l’assegnazione di un numero di Certificati Verdi per MWhprodotti, differenziati tra le diverse fonti rinnovabili (eolica offshore, geotermica, a moto ondosoe mareomotrice, idraulica, a biomasse). Per quanto riguarda il fotovoltaico, è invece in vigore ilsistema di incentivazione stabilito dal Conto Energia, che dal 2011 ha una nuova formulazione 5 .Alla base di tale scelta c’è la considerazione che quasi tutte le FER sono sfruttabili attraverso l’impiegodi tecnologie non ancora mature e quindi non ancora competitive rispetto alle fonti energe-3Le fonti energetiche rinnovabili collegate alle reti di distribuzione prendono il nome di Generazione Diffusa. Nel seguitoci si riferirà quindi in termini generici alla GD, identificando sulle reti di distribuzione un limite unitario di potenza installabilepari a 10 MW.4In linea con la definizione di GD introdotta nel Capitolo 1, tutte le FER collegate alle reti di distribuzione MT o BT prendonoil nome di GD.5Decreto del 6 agosto 2010 del Ministero dello Sviluppo Economico “Incentivazione della produzione di energia elettricamediante conversione fotovoltaica della fonte solare”, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 24 Agosto 2010.89

Smart Grid. Le reti elettriche di domanitiche tradizionali. La politica di sostegno alle FER tiene anche conto, però, di un’auspicabile progressivocalo dei costi, dovuta al combinarsi di progresso tecnologico ed effetto scala; quindi prevedemeccanismi di riduzione temporale degli incentivi, come meglio precisato nel Box 3.1.Box 3.1 Incentivi per il fotovoltaicoIl sistema di incentivazione dedicato al fotovoltaico (Conto Energia), introdotto dalla Direttiva2001/77/CE, recepita in Italia dal D.Lgs. 387 del 2003, è stato normato prima attraverso il DecretoAttuativo 28 luglio 2005 e successivamente con il DM 19 febbraio 2007, che ha introdottoil meccanismo noto con il nome di Secondo Conto Energia, valido fino al 31 dicembre 2010. Ilsistema di incentivazione è stato aggiornato con il DM 6 agosto 2010, pubblicato nella GazzettaUfficiale del 24 agosto 2010, che ha riformulato il meccanismo e le tariffe a partire dal1° gennaio 2011 e fino a tutto il 2013 (Terzo Conto Energia). Lo schema di incentivazione vigentetende a riflettere i reali costi delle tecnologie e seguire la loro diminuzione nel tempo:gli incentivi sono infatti maggiori nel caso di impianti integrati con caratteristiche innovative enel caso di impianti a concentrazione. Inoltre, il decreto prevede la riduzione, nel primo annodi applicazione con cadenza quadrimestrale e poi annuale degli incentivi; infine il decreto haprevisto limiti massimi per la potenza incentivabile (3000 MW per impianti realizzati su edificio a terra senza caratteristiche innovative; 300 MW per impianti architettonicamente integraticon caratteristiche innovative; 200 MW per impianti fotovoltaici a concentrazione).Gli incentivi riconosciuti al fotovoltaico sono interamente posti a carico della componente tariffariaA3 (e quindi ricadono esclusivamente sul settore elettrico, e non sulla fiscalità generale,come accade invece in altre realtà). Recentemente, nella sua relazione annuale alParlamento, sullo stato del mercato dell’energia elettrica e del gas naturale e sullo stato diutilizzo e integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, l’AEEG ha evidenziato alcunecriticità relative all’impatto sui clienti finali del sistema in vigore. L’elevato valore degliincentivi ha, infatti, portato a una forte crescita del numero di impianti fotovoltaici. A oggisi stima che, se tutti gli impianti per i quali i lavori sono già stati terminati entreranno in esercizioentro il 30/06/2011, vi saranno circa 180.000 impianti fotovoltaici, per una potenza installatadi 6500 MW, una producibilità di 8 TWh e un conseguente costo per il sistemaelettrico prossimo ai 3 miliardi di euro annui. Se a tali impianti si aggiungono i 3000 MW previstiper effetto del decreto 6 agosto 2010, sarà raggiunto entro il 2013 l’obiettivo previstodal Piano di Azione Nazionale per il 2020 (8000 MW di impianti fotovoltaici installati). Questasituazione è solo apparentemente virtuosa: da una parte, l’energia fotovoltaica prodottada tali impianti sostituirà, con sette anni di anticipo rispetto al previsto, energie primarie ilcui impiego è ritenuto climalterante; dall’altra, vi è il rischio che vengano incentivate tecnologiepiù costose e meno efficienti rispetto a quelle che potrebbero svilupparsi nei prossimianni. Data la struttura (a diminuire nel tempo) del meccanismo incentivante, l’unica conseguenzacerta è un maggior costo per gli utenti del sistema elettrico.90

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoAnche il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) segnala che i valori dell’incentivazione al fotovoltaicosono particolarmente elevati nel nostro Paese: sono presentati confronti con altrerealtà europee all’avanguardia nell’impiego delle energie rinnovabili, come la Germania, daiquali risultano disparità evidenti.L’incentivazione del fotovoltaico è quindi al centro di molte polemiche, in questa direzione,il già citato decreto legislativo del 3 Marzo contiene il riordino degli incentivi alle fonti rinnovabilie il recepimento della Direttiva 2009/28/CE. In particolare, nell’articolo 25 comma9 è stabilito che le disposizioni del decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 6agosto 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 197 del 24 agosto 2010, si applicano allaproduzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici, che entrino in esercizio entroil 31 maggio 2011; mentre il comma 10 stabilisce che l’incentivazione della produzione dienergia elettrica da impianti solari fotovoltaici, che entrino in esercizio successivamente al31 maggio 2011, sarà disciplinata con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico, daadottare, di concerto con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Mare, sentita la ConferenzaUnificata di cui all’articolo 8 del D.Lgs., 28 agosto 1997, n. 281, entro il 30 aprile2011, sulla base dei seguenti principi:• determinazione di un limite annuale di potenza elettrica cumulativa degli impianti fotovoltaiciche possono ottenere le tariffe incentivanti;• determinazione delle tariffe incentivanti tenuto conto della riduzione dei costi delle tecnologiee dei costi di impianto e degli incentivi applicati negli stati membri dell’UnioneEuropea;• previsione di tariffe incentivanti e di quote differenziate sulla base della natura dell’areadi sedime;• applicazione delle disposizioni dell’articolo 7 del D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, inquanto compatibili con il presente comma.❑ 3.2.2 Costi per il mantenimento di un’adeguata capacità di tipo programmabileIl secondo problema da analizzare è legato ai costi per il mantenimento di un’adeguata capacitàdi tipo programmabile. La presenza di una significativa capacità di generazione di tipo aleatoriorichiede infatti che il sistema elettrico disponga di un’adeguata capacità programmabile (ad esempio:impianti termoelettrici), in modo da garantire la copertura del carico anche quando gli impiantidel primo tipo, per ragioni ad esempio meteorologiche, non sono in grado di fornire l’energia richiesta.In generale questa situazione comporta un sottoutilizzo della capacità installata di tipo programmabile,che funziona per un minor numero di ore, in virtù della quota di energia coperta dallaproduzione aleatoria. Questa situazione determina un incremento dei costi di produzione delleunità programmabili, che devono essere compensati da un incremento del prezzo dell’energianelle ore in cui tali unità producono, oppure tramite la remunerazione diretta della disponibilità dicapacità di produzione (capacity payment).91

Smart Grid. Le reti elettriche di domani❑ 3.2.3 Costi per l’incremento del margine di riserva rotanteAllo stesso modo, l’accresciuto grado di aleatorietà della produzione, dovuto a una significativa penetrazionedelle FER da fonti intermittenti, va compensato con una maggiore quantità di riservarotante, cioè di potenza disponibile a produrre energia nel giro di pochi minuti (fino a 15 minuti),per far fronte ad una imprevista riduzione di produzione da parte della capacità aleatoria. Questasituazione comporta maggiori esborsi, da parte dell’operatore di sistema Terna (esborsi che sonopoi ribaltati sui consumatori), nell’acquisire sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD, vediBox Capitolo 2) le risorse necessarie per garantirsi l’adeguato margine di riserva rotante. Inoltre,un più ampio margine di riserva rotante implica anche che un maggior numero di impianti termoelettricifunzioni a carico parziale, con rendimenti di conversione inferiori e un maggior consumo dicombustibile, che si traduce in più alti costi di produzione (e quindi in più alti prezzi dell’energiapagati dall’utente) e in conseguenti maggiori emissioni di CO 2 , a parziale riduzione dei corrispondentibenefici derivanti dallo sfruttamento delle fonti rinnovabili.In questa direzione, sarebbe possibile attenuare l’incremento del margine di riserva dovuto allaproduzione aleatoria attraverso alcuni interventi regolatori, corredati da sviluppi tecnologici, qualiad esempio:• accorciare l’intervallo che intercorre tra la chiusura del MSD e la fornitura dell’energia, per effettuareprevisioni più accurate della produzione da FER;• migliorare le tecniche di previsione a breve termine della produzione da FER 6 ;• introdurre un sistema di incentivi/disincentivi che spinga i produttori da FER a una correttaprevisione a breve termine della produzione dei loro impianti 7 , in modo da ridurre gli scostamentitra valore previsto e potenza generata (oggi gli impianti di produzione da fonti rinnovabilidi tipo aleatorio hanno priorità di dispacciamento e non sono penalizzati per gli scostamentitra previsione e produzione).I suddetti interventi regolatori devono tuttavia essere attentamente valutati in quanto hanno effettisia sulla definizione dei programmi degli impianti termoelettrici (problema dello unit commitment),sia sulle possibili limitazioni imposte agli impianti da fonti rinnovabili (che oggi hanno, comedetto, priorità di dispacciamento).❑ 3.2.4 Costi per lo sbilanciamentoUn ultimo costo di sistema dovuto all’aumento della GD sulle reti di distribuzione riguarda lo sbilanciamento.Le variazioni della produzione da fonte aleatoria provocano sbilanciamenti tra produzionee consumo, che devono essere compensati dalla riserva: gli impianti programmabili chehanno messo a disposizione una parte della loro capacità di produzione per la riserva sono quindichiamati a variare il loro punto di lavoro per far fronte allo squilibrio causato da tali variazioni6Un primo passo in questa direzione è costituito dalla Delibera AEEG n. 351/07.7Un primo esempio (poi non attuato) era contenuto nel già citato DM del 6 agosto 2010 (art. 2 “Sistemi con profilo di scambioprevedibile”).92

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoaleatorie. In questo caso i costi per il bilanciamento (ovvero quanto pagato agli impianti per la variazionedel proprio punto di lavoro) non sono imputati ai soggetti che ne sono causa (i proprietaridegli impianti non programmabili), ma sono ”socializzati”, cioè ripartiti tra tutti i consumatori.3.3 Impatto della Generazione Diffusa sulle reti di distribuzioneDopo aver analizzato in modo qualitativo i problemi che la GD comporta sul complessivo sistemaelettrico italiano, in questo paragrafo, si descrivono, in modo più approfondito e attraverso analisiquantitative, i problemi legati all’impatto della GD sulle reti di distribuzione. Con riferimento alcontesto nazionale è possibile osservare che le reti di trasmissione e distribuzione in Italia sonosviluppate mediamente meglio che nel resto d’Europa; in particolare, la rete AT italiana (che dal2009 è tutta di proprietà di Terna) ha una struttura molto avanzata: è magliata per consentire lamassima affidabilità, le protezioni sono sofisticate e ridondate, ha una rete di comunicazione dedicata,costituisce un sistema completamente controllato e automatizzato. È quindi possibile affermare(semplificativamente) che, a differenza di altri Paesi europei, la rete AT italiana è giàsmart e può facilmente connettere ulteriori generatori 8 senza richiedere nuovi interventi. Ciò implicache d’ora in avanti ci si riferirà sempre alle reti di distribuzione MT e BT, poiché, sebbene esistanodelle zone nel centro-sud Italia dove l’eolico causa notevoli problemi sulla rete ditrasmissione 9 , in generale una maggiore penetrazione delle FER sulle reti AT non comporta evoluzionisostanziali sulle reti medesime. Per questo motivo il resto del capitolo è dedicato alle retidi distribuzione, in particolare alle reti MT, sulle quali risulta installata la maggiore quantità di GD(circa il 76% come mostrato nel Capitolo 3, Figura 1.16): il paragrafo sulle reti MT illustra, con particolaredettaglio, tutte le modalità di analisi della hosting capacity, applicate poi anche alle retiBT, di cui si riportano solo i risultati ottenuti su un campione ridotto.L’impatto della GD sulle reti di distribuzione è di tipo sia tecnico che economico. Mentre i problemidi natura tecnica 10 riguardano diversi aspetti della rete di distribuzione (trattati nei successivi paragrafi),quelli di natura economica sono legati prevalentemente alle perdite di potenza attiva (o,in generale, all’efficienza della rete elettrica), che vengono tipicamente citate come uno dei parametririspetto ai quali l’apporto di GD risulta di certo positivo (cfr. box “Perdite di rete e GD”).❑ 3.3.1 Reti di distribuzione MTLa penetrazione della GD sulle attuali reti di distribuzione in media tensione non è esente da unaserie di problematiche tecniche, dovute non solo al fatto che le reti di distribuzione sono gestitecome reti passive, cioè senza iniezione di potenza attiva dall’utente verso la rete, ma anche allastruttura stessa delle reti, ai valori delle correnti di guasto, e, non da ultimo, alla quantità dei flussidi potenza per cui sono state sviluppate, sia in termini di regime di funzionamento, sia rispetto atransitori di inserzione/disinserzione di unità di generazione.Le analisi riportate in questo paragrafo, che sono parte di uno studio effettuato dal Politecnico di810-100 MVA (150-132 kV), 100 MVA e oltre (380-220 kV).9Si tratta soprattutto di pochi impianti di taglia rilevante (>10 MVA), che non rientrano a rigore nella definizione di GD.10Che, ovviamente, si ripercuotono indirettamente sui costi del DSO e/o degli utenti che si connettono alla rete.93

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniMilano per l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas pubblicato in allegato alla Delibera ARG/elt25/09 [1], intendono investigare la capacità in termini di potenza installabile nelle reti elettrichedi distribuzione MT (hosting capacity), in accordo con i vincoli tecnici in vigore, affinché non sidebba incorrere, almeno in prima battuta, nella modifica dei sistemi di protezione, regolazione eautomazione delle Cabine Primarie (CP nel seguito). Facendo riferimento alle criticità evidenziatequalitativamente nella Delibera AEEG 160/06 [2], si è voluto fornire un contributo di caratterequantitativo 11 per quanto riguarda l’effettivo impatto della GD sulle reti elettriche di distribuzioneMT in accordo con i seguenti vincoli 12 :a) gestione di transitori derivanti da fenomeni di avviamento, sincronizzazione e messa in parallelodegli impianti di produzione;b) profili di tensione e regolazione della tensione in rete;c) limiti di transito per vincoli termici sulle linee;d) variazione dei livelli di corrente di cortocircuito e connessa sollecitazione termica/dinamica dellelinee elettriche e dei componenti;e) corretto funzionamento dei sistemi di protezione;f) attuazione delle procedure di ricerca dei tronchi guasti;g) funzionamento in isola indesiderata di porzioni di rete.Nelle analisi si è simulato un apporto unitario di GD fino a 10 MW, in congruenza con le attualiregole che prevedono, sia dal punto di vista tecnico (CEI 0-16 [3]), sia dal punto di vista procedurale(TICA [4]), di connettere macchine di taglia superiore alle reti di alta tensione. Questa tagliamassima (10 MW), pur essendo ben superiore alle taglie usualmente riscontrabili sulle retiMT (specialmente lungo linea, situazione per la quale la CEI 0-16 stabilisce per gli utenti attivicon potenza maggiore di 3 MW la connessione diretta sulla sbarra MT del trasformatore di CP),permette di trovare vincoli nodali che, nella realtà pratica, potrebbero essere raggiunti per mezzodi più generatori, installati in nodi diversi della stessa linea MT. Nello studio si è posta particolareattenzione all’assetto regolatorio e normativo esistente: per esempio, si sono tenute in contole normative di qualità dell’alimentazione (EN 50160 [5], che stabilisce a livello europeo i requisititecnici della tensione fornita agli utenti anche in presenza di GD), nonché di connessione allereti (Norma CEI 0-16 e CEI 11-20 [6]), che definiscono sia le modalità tecniche di connessione,sia i requisiti strutturali e di funzionamento dei generatori connessi alle reti di distribuzione MTin Italia. Ma si sono pure modellizzate accuratamente le pratiche di esercizio delle imprese di distribuzione,per quanto concerne la regolazione della tensione o il livello di sfruttamento ammessoper le linee e per i trasformatori.11Determinato tramite approfondite modellizzazioni e specifici calcoli di rete.12I vincoli relativi all’inversione di flusso e alla corrente di cortocircuito sono verificati a livello di singola rete MT, mentrei vincoli relativi alle variazioni lente e rapide di tensione, così come i limiti di transito per vincoli termici sulle linee, sonoverificati tramite un’analisi a livello di singolo nodo di ciascuna rete.94

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano3.3.1.1 Variazioni rapide di tensioneIl primo dei vincoli tecnici analizzati è riferito alle variazioni rapide di tensione. Lo studio dei limitialla potenza installabile dovuti alle variazioni rapide di tensione ha come scopo la determinazionedella massima generazione connettibile in un nodo della rete, in modo da non causare una variazionerapida di tensione nel nodo stesso superiore a un valore definito. Relativamente agli utentipassivi, le variazioni rapide sono riferite ad alterazioni improvvise del carico (tipicamente inserzionedi motori asincroni) che accadono di frequente nelle installazioni industriali. Per quanto riguardai generatori, le variazioni rapide sono invece associabili ai transitori di inserzione in parallelo e disconnessione.Nel caso di generatori rotanti connessi alla rete senza interposizione di convertitoristatici, tali transitori avvengono potenzialmente alla messa in parallelo, e con maggior probabilitàin caso di distacco repentino durante l’erogazione di una potenza significativa; nel caso di generatoriconnessi alla rete per mezzo di inverter (fattispecie prevalente per la GD che sta interessandoil sistema italiano), il transitorio significativo a questi fini è costituito solo dal distacco repentino,in quanto alla messa in parallelo non si hanno fenomeni di rilievo.Alcuni criteri di connessione stabiliti dai distributori assumono come limite il 4% della tensionenominale, traendolo dalla norma europea che stabilisce le caratteristiche della tensione fornitadalle reti di distribuzione (EN 50160). Si precisa fin da ora che tale valore è inserito a titolo puramenteindicativo nella norma suddetta, che reca anche il valore del 6% 13 . In termini generali, inrelazione alle variazioni rapide di tensione, è possibile affermare che un nodo della rete è in gradodi tollerare una presenza di GD tanto più elevata (senza avere variazioni rapide significative ai finidella qualità della tensione) quanto maggiore è la potenza di cortocircuito al nodo medesimo. Lamassima GD installabile in accordo con le variazioni rapide di tensione è funzione principalmentedella resistenza a monte del nodo di connessione, mentre è solo in via trascurabile influenzata dalcarico installato in rete, dal setpoint del trasformatore di CP e dalla reattanza di cortocircuito (dalmomento che viene iniettata in rete solo potenza attiva). La criticità di tale vincolo è inoltre maggiormenterilevante a fondo linea (cresce al crescere della distanza elettrica dalla sbarra MT in CP).3.3.1.2 Variazioni lente di tensioneUn’ulteriore alterazione del profilo di tensione dovuta alla presenza di utenti attivi sulla rete di distribuzioneè relativa alle variazioni lente di tensione, che rappresentano il secondo dei vincoli tecnicianalizzati in questo paragrafo. In linea generale, riprendendo quanto indicato dalla EN 50160 14 ,la tensione di esercizio di ogni nodo della rete deve essere mantenuta, per almeno il 95% deltempo, entro un intervallo pari al ±10% del valore nominale 15 (gli stessi requisiti sono specificatinei contratti di trasporto dell’energia elettrica, stipulati tra le imprese distributrici e gli utenti deltrasporto, a conferma di quanto essi siano strettamente vincolanti nell’esercizio del sistema). Intermini pratici, nell’attuale configurazione (passiva) della rete di distribuzione, la logica di regola-13Le analisi condotte hanno investigato i limiti conseguenti a variazioni rapide di tensione pari al 6% della nominale.14Queste condizioni si riferiscono alla EN 50160 edizione 2007.15Per il restante 5% del tempo, poi, il margine inferiore scende al -15% del valore nominale. A favore della sicurezza, questapossibilità non è stata esplorata nella presente analisi.95

Smart Grid. Le reti elettriche di domanizione prevede di impostare un riferimento di tensione opportunamente elevato in CP (ricorrendoalla regolazione del Variatore Sotto Carico, VSC 16 ), così da compensare le cadute di tensione sullelinee e rispettare l’indicazione della EN 50160 anche nei punti di consegna a fondo linea.È opportuno precisare come il limite inferiore di tensione “accettabile” sulla rete di distribuzioneMT non sia coincidente con il limite inferiore indicato dalla EN 50160 (-10%), in quanto è da considerarela presenza dei trasformatori MT/BT e delle linee di distribuzione in BT, che distribuisconol’energia fino all’utente finale, comportando a loro volta un’ulteriore caduta di tensione. Ne derivala necessità di mantenere un opportuno margine fra la tensione del nodo della rete di distribuzioneMT e il valore minimo di tensione accettabile, margine quantificabile in circa il 6% della tensionenominale 17 . In definitiva, il range di esercizio “accettabile” del sistema di distribuzione MT spaziadal +10% al -4% 18 della tensione nominale (Figura 3.1).Figura 3.1 Andamento della tensione sulle reti elettriche passive (senza GD)In una modalità di esercizio passiva le tensioni hanno sempre andamento non crescente (comeda Figura 3.1), per il fatto che i flussi di potenza attiva e reattiva, provenienti dalla CP, attraversanole dorsali unidirezionalmente verso valle, determinando cadute di tensione su ogni trattodi linea. La presenza di GD potrebbe invece determinare un radicale cambiamento del regime ditensione sui feeder: la connessione di un generatore lungo una linea MT può infatti invertire iflussi di potenza, determinando un incremento della tensione in quel punto e, più in generale,la variazione del profilo di tensione lungo l’intero feeder, anche ben al di sopra dei valori tollerabili(Figura 3.2).16Tale dispositivo può essere controllato secondo diverse logiche (a rapporto costante, a tensione sbarra MT costante, inregolazione di tensione con compound), inseguendo una condizione di esercizio in cui tutti i nodi della rete abbiano un’appropriataqualità dell’energia fornita.17A seconda delle complessive esigenze (MT e BT), si ritiene accettabile un margine del 4% o del 6%.18Tale valore risulterebbe del -6% qualora si adottasse un margine del 4% per la BT (vedi nota precedente).96

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoFigura 3.2 Profili di tensione assunti da una dorsale MT del campione in assetto passivo (linea blu), e in presenzadi un singolo generatore, che eroghi una quantità di potenza attiva tale da causare contro flusso (linea rossa)Il limite di potenza iniettabile per variazioni lente di tensione può quindi essere considerato comeil valore di potenza attiva erogata da un generatore tale da innalzare la tensione nel punto di connessionead un valore pari al 110% della nominale.La quantità di potenza installabile dipende da una serie di fattori:• dato che la GD viene implementata a cosφ unitario, la taglia del generatore influenza solo inmodo trascurabile i transiti reattivi in rete; di conseguenza, il valore della reattanza di cortocircuitonon incide significativamente sulla tensione assunta dal nodo considerato;• al diminuire della resistenza di cortocircuito del nodo di connessione, si riduce l’innalzamentodella tensione derivante dall’immissione in rete di potenza attiva: aumenta quindi la quantitàdi GD installabile in accordo con le variazioni lente di tensione;• minore è la tensione nel punto di connessione preesistente al collegamento del generatore emaggiore è la quantità di GD installabile in accordo con le variazioni lente di tensione.I primi due fattori evidenziano come il vincolo relativo alle variazioni lente di tensione risulti menocritico in presenza di una bassa distanza elettrica tra il punto d’installazione dell’impianto di generazionee la sbarra MT della rete considerata.La tensione preesistente nel nodo di connessione del generatore è invece influenzata dalla regolazionedel VSC del trasformatore di CP e dalla condizione di carico. In presenza di un feeder concadute di tensione particolarmente elevate, il VSC porta il setpoint ad assumere livelli molto alti,che talvolta raggiungono anche il 108% della tensione nominale. A fronte di una simile situazione,i nodi più a monte dei vari feeder afferenti alle sbarre in questione sono alimentati ad una tensione(anche senza la connessione di impianti di generazione) molto elevata, che inevitabilmente97

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniriduce i margini per la GD installabile. Le maggiori criticità si hanno quando dalla sbarra MT, regolataa un setpoint elevato a causa della presenza di uno o più feeder molto carichi e/o elettricamentemolto estesi, partono altri feeder poco carichi, lungo i quali il profilo di tensione simantiene a livelli elevati, tali per cui la potenza di GD installabile risulta assai ridotta.Per quanto concerne invece la condizione di carico, è possibile affermare che la situazione più criticasi ha a minimo carico, in quanto le cadute di tensione sono limitate e i profili di tensione dipartenza risultano quindi più elevati.3.3.1.3 Portate a regime e limiti di transitoL’ultimo dei vincoli tecnici nodali è relativo ai limiti termici sulle linee. La potenza installabile per limitidi transito su una linea è la quantità di generazione connettibile in un nodo della rete tale danon eccedere le sollecitazioni termiche ammissibili nei conduttori. Infatti, qualora le correnti superinola portata dei conduttori, ne causano un precoce degrado tale da comprometterne l’affidabilità.La massima corrente che può circolare in ciascun tratto di rete è ritenuta pari a 250 A, valoreassunto come regolazione standard delle protezioni da sovracorrente in MT. Non si è consideratal’effettiva portata dei conduttori, in quanto, essendo funzione della loro sezione, del tipo d’isolamentoe della posa, tale parametro risulta di volta in volta diverso, e pertanto di difficile determinazionesull’intero campione di reti 19 ; per semplicità, lo stesso valore (250 A) è assunto anche peri tratti laterali (che si diramano dalla dorsale), che in generale potrebbero avere portate inferiori 20 .La corrente assorbita, o immessa in rete in un nodo, è funzione:• della potenza prelevata, o iniettata in rete, dall’utenza e dalla GD connessa nel nodo in questione;• della tensione a cui il nodo è sottoposto.Osservando la Figura 3.3, all’aumentare della potenza assorbita da un’utenza (P A ), la generazioneinstallabile in tale nodo aumenta (P G ), in quanto è necessaria una maggiore quantità di GD percompensare il carico e provocare inversione di flusso lungo la linea.Figura 3.3 Inversione di flusso lungo la linea a monte (freccia verde), normale funzionamento (freccia rossa)19Le portate più diffuse per i conduttori delle dorsali delle linee MT sono superiori al valore assunto; per esempio, ENELDistribuzione, nella “Guida alle connessioni”, indica come portata di un cavo direttamente interrato da 185 mm 2 in alluminio360 A (324 A per cavi in tubo interrato); indica altresì 340 A e 255 A per i cavi aerei, rispettivamente da 150 e 95 mm 2 .20Nei casi (ritenuti poco probabili anche alla luce degli attuali schemi di incentivazione) di installazione di generatori di tagliamolto rilevante su rami di rete di alimentanti carichi di piccola potenza (e quindi potenzialmente di sezione ridotta), si supponeche tali tratti di linea abbiano una lunghezza limitata, così da renderne praticabile la sostituzione in caso di necessità.98

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoIn accordo con quanto appena affermato, i limiti di transito sono più critici in situazioni di caricominimo (a rigore, ciò non accade sempre, è infatti necessario considerare anche il contributo dellavariazione di tensione al variare del carico in rete 21 ). Altro fattore determinante per la quantità digenerazione connettibile in un nodo della rete, in accordo con i vincoli di transito, è la tensionenominale della rete stessa: la potenza installabile è generalmente elevata per valori di tensione nominalemaggiori o uguali a 15 kV 22 , da cui si deduce che i vincoli di transito non costituiscono, difatto, un limite particolarmente stringente all’installabilità di GD in rete.3.3.1.4 Campione di reti impiegatoLe analisi descritte sono state implementate su un campione di reti rappresentativo della realtà nazionale,in modo da poter estendere tutti i risultati ottenuti all’intera rete di distribuzione MT italiana. Inparticolare, il campione utilizzato per le analisi comprende dati reali relativi a reti di diversi distributori,collocate su tutto il territorio italiano, di diversa grandezza e composizione, con aree ad alta, media ebassa densità di carico. La struttura delle informazioni contenute nel campione raccolto presso le impresedistributrici è schematizzata nella Figura 3.4. Il numero di reti utilizzate ai fini delle analisi è 318,per un totale di 59.864 nodi, con numero medio di linee per ciascuna rete pari a 6 23 .Figura 3.4 Struttura tipica delle reti contenute nel campione analizzato21Tale contributo diviene determinante solo in nodi posti in tratti terminali di feeder con notevole impedenza di cortocircuitoe nei quali il carico è molto contenuto. In questo caso infatti, al ridursi del carico la quantità di potenza compensabiledalla GD si riduce; tuttavia, il nodo d’installazione della generazione risulta anche essere ad una tensione superiore aquella che si avrebbe a carichi superiori, dando luogo, a pari transiti di potenza in rete, a correnti più contenute. Data l’elevataimpedenza di cortocircuito del nodo in questione, questa condizione, che causa un aumento della potenza installabile,risulta più incidente di quanto non lo sia la riduzione di carico: pertanto la potenza installabile si rivela maggiore acarico minimo. La variazione di potenza installabile al variare della potenza assorbita dalle utenze della rete è comunque,in questi casi, molto contenuta.22I livelli di tensione inferiori a 10 kV sono poco diffusi nel campione di reti considerato. Peraltro, per tali livelli di tensione,l’assunzione di un valore di corrente di 250 A è eccessivamente cautelativa, e andrebbe riconsiderata avendo dati più specificia disposizione.23Questo campione è stato raccolto dall’Autorità ai fini di un’indagine svolta da incaricati del Politecnico nel 2006 circa lapotenza di cortocircuito.99

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniNel seguito si indicherà con il termine “linea” (o feeder) l’insieme di nodi e lati racchiuso nell’ellissedi colore rosso, ossia tutti i nodi sottesi a una dorsale in derivazione dalla sbarra MT del trasformatorein CP, e con il termine “rete” l’insieme di tutte le linee afferenti alla stessa sbarra dimedia tensione, racchiuso nell’ellisse di colore blu. Ogni nodo mappato della rete di distribuzionerisulta caratterizzato da una serie di informazioni 24 , come: la tipologia di nodo, la tensione nominale,la potenza di cortocircuito, e la potenza disponibile (per nodi clienti MT) o potenza nominaledel trasformatore (per le cabine di trasformazione secondaria). I carichi sottesi alla rete di distribuzioneMT sono raggruppati in due categorie:1) utenti alimentati direttamente dalla rete MT: sono utenze MT direttamente afferenti alle reti inesame. Si tratta di carichi di tipo prevalentemente industriale/terziario, caratterizzati da un utilizzopiù regolare e da un numero di ore equivalenti di utilizzazione della potenza massima,maggiore di quello relativo alle utenze di tipo domestico;2) utenti alimentati dalle Cabine Secondarie (CS): sono le CS di trasformazione MT/BT che alimentanole utenze BT afferenti alle reti di distribuzione secondaria. Queste utenze, tipicamentedomestiche o piccolo-industriali, sono dell’ordine di qualche kilowatt (decine di kilowatt) ciascuna,caratterizzate da un utilizzo di energia abbastanza costante, che segue appunto l’andamentodel consumo domestico 25 .Ogni conduttore mappato della rete di distribuzione risulta caratterizzato da una serie di informazioni,come lunghezza, resistenza, reattanza e suscettanza.I dati acquisiti sulla base della struttura sopra dettagliata sono stati processati mediante algoritmidedicati, al fine di ricostruire in maniera opportuna lo schema topologico di ciascuna delle retianalizzate: dopo aver individuato i nodi terminali delle varie dorsali, il procedimento sviluppato, andandoa ritroso, ricollega ogni nodo a quello immediatamente precedente, fino alla sbarra MT diCP, riottenendo così l’intero percorso di tutti i feeder.In questa fase si è anche determinata la taglia dei trasformatori di CP allo scopo di costituire unmodello completo per ciascuna rete considerata. A livello generale, nel campione analizzato si èriscontrata la presenza dei trasformatori AT/MT riportati in Tabella 3.1.Taglia trasformatore AT/MT [MVA] Numero di reti Incidenza %16 74 23,325 194 61,040 49 15,463 1 0,3Tabella 3.1 Taglie dei trasformatori AT/MT delle reti del campione24In questo modo ogni nodo risulta descritto in modo univoco rispetto a tutti gli altri della rete.25Le reti BT non sono modellizzate ma sono considerate nel loro insieme attraverso i trasformatori MT/BT di CS che le alimentano.100

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoInfine, per sviluppare compiutamente le analisi sul campione di reti MT, è stato necessario integrarei dati del campione con alcune ipotesi aggiuntive sulle curve di carico delle diverseutenze 26 .In definitiva, il database così costruito è stato impiegato per individuare possibili criticità legatealla presenza di utenti attivi (utenti i cui impianti prevedano la presenza di GD): tali analisisono condotte con riferimento ai vincoli tecnici precedentemente illustrarti e sono oggetto deiparagrafi successivi 27 . In particolare, saranno trattati prima i vincoli nodali e poi quelli dilinea/rete.3.3.1.5 Analisi complessiva dei vincoli tecnici nodaliDopo aver analizzato l’effetto separato dei tre vincoli tecnici di tipo nodale, variazioni lente e rapidedi tensione e limiti di transito, è interessante valutare la quantità massima di GD compatibilecon tutti i vincoli considerati contemporaneamente. A tal proposito la Figura 3.5 mostra, ingrigio, l’istogramma cumulato relativo all’inviluppo dei tre vincoli, che rappresenta la quantità diGD installabile in accordo con tutti i tre vincoli nodali considerati. Si osserva che, nelle ipotesidello studio, su una grande percentuale di nodi del campione la potenza tecnicamente installabileè piuttosto elevata (l’85% circa dei nodi analizzati risulta compatibile con una quantità diGD entro i 3 MW, percentuale che scende a circa il 65% per una potenza pari a 6 MW). Nel medesimodiagramma è inoltre fornita, in corrispondenza di ogni ascissa, un’indicazione relativa alvincolo più stringente per quei nodi che presentano una violazione dei criteri considerati; taleinformazione può essere dedotta dalla colorazione assunta dal complementare, rispetto al 100%,delle barre grigie. La figura evidenzia come, a parte le variazioni rapide di tensione (sulle quali,peraltro, le norme di power quality non pongono reali vincoli), i vincoli maggiormente incidentisono posti dalle variazioni lente di tensione, che comportano una forte limitazione di potenza installabile(anche inferiore a 1 MW) sui nodi che si trovano a un’elevata distanza elettrica dal trasformatore(nodi a fondo linea), mentre i vincoli di transito tendono a limitare la quantità di GDinstallabile a valori compresi tra 6,5 MW e 10 MW e sono più evidenti per i nodi collocati in prossimitàdella sbarra MT. Essi coincidono con il reale limite strutturale delle reti di distribuzione,in quanto il loro superamento è possibile solo ipotizzando di cambiare i conduttori di linea 28 .26Per i dettagli circa le curve di carico è possibile consultare la Delibera ARG/elt 25/09, Allegato 2.27I vincoli relativi alle variazioni lente e rapide di tensione, così come i limiti di transito per vincoli termici sulle linee, sonoverificati tramite un’analisi a livello di singolo nodo di ciascuna rete, in quanto la massima quantità di GD installabile dipendesensibilmente dalla posizione del nodo al quale il generatore è connesso, mentre i vincoli relativi alle correnti di cortocircuitoe all’inversione di flusso sono verificati a livello di singola rete.28Tale eventuale operazione dovrebbe ascriversi alle attività di sviluppo rete e non rientra quindi a rigore nelle analisi diHosting Capacity.101

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniFigura 3.5 Istogramma cumulato della quantità di Generazione Diffusa installabile nei nodi del campione edettaglio dei vincoli nodali più stringenti3.3.1.6 Incremento delle correnti di cortocircuitoOltre ai vincoli tecnici appena descritti, riferibili a ciascun singolo nodo, ne esistono altri, non piùnodali ma di linea, che influenzano la quantità massima installabile di GD: il limite massimo di correntedi cortocircuito e l’inversione di flusso. Tali vincoli, diversamente dai precedenti, sono stativerificati attraverso analisi svolte a livello di ciascuna rete MT vista nel suo complesso. Ai fini dellaverifica di tali vincoli è infatti sufficiente simulare la totale GD operante sulla rete collegando unsolo generatore direttamente sulla sbarra MT della rete stessa 29 .Per quanto riguarda i vincoli relativi alle correnti di cortocircuito, il limite alla possibilità di installareGD è (cautelativamente) calcolato immaginando di connettere un solo generatore alla sbarraMT di ciascuna rete, e viene raggiunto allorché la complessiva GD installata porta la corrente dicortocircuito (fornita in maniera prevalente dalla rete a monte e in maniera minore dalla GD stessa)a superare i limiti di tenuta elettromeccanica delle apparecchiature e dei componenti.Nel campione in analisi, il livello di potenza di cortocircuito risulta molto variabile: dalle centinaia diMVA presso le sbarre primarie, fino alla decina di MVA sui tratti terminali delle linee. Considerazioniquantitative possono essere svolte premettendo alcune informazioni circa le taglie e le tipologie tipichedei trasformatori che alimentano le sbarre MT (16 – 25 – 40 MVA 30 ).29Al contrario, i vincoli relativi alle variazioni lente e rapide di tensione, così come i limiti di transito per vincoli termici sullelinee, sono stati verificati tramite un’analisi a livello di singolo nodo di ciascuna rete, in quanto la massima quantità di GDinstallabile dipende sensibilmente dalla posizione del nodo al quale il generatore è connesso.30In un solo caso, nel campione in esame, ricorre la taglia da 63 MVA.102

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoSui livelli di tensione maggiormente diffusi sulla rete MT nazionale (15, 20 e 23 kV), questi trasformatoriportano a correnti di cortocircuito che non superano mai la decina di kA 31 . A questo valoredi corrente di cortocircuito corrisponde un predeterminato livello di tenuta elettromeccanica, unacaratteristica peculiare delle infrastrutture, ovvero della rete e delle apparecchiature connesse allarete medesima. L’avvenuta standardizzazione dei livelli di tenuta elettromeccanica (tipicamente12,5 kA) è tale da dover considerare questo limite come un vincolo strutturale delle reti di mediatensione in Italia. In questo modo, il limite alla potenza connettibile risulta dato dal margine esistentetra i livelli attuali di cortocircuito sulle reti e il livello di 12,5 kA precedentemente definito 32 ;è al di fuori di questo studio la possibilità di provvedere a una sostituzione sistematica di tutte leapparecchiature, al fine di incrementare il potere di apertura degli apparecchi di manovra, e installarela GD oltrepassando il limite dei 12,5 kA.Dal punto di vista operativo, la connessione di un nuovo impianto di produzione alla rete elettricadeve essere preceduta dalla valutazione della corrente di cortocircuito complessivamente risultante33 , al fine di verificare il rispetto delle caratteristiche elettromeccaniche dei componenti esistenti.In fase di connessione, è inoltre necessario verificare che il contributo di corrente sullelinee elettriche fornito dalla GD non sia tale da provocare l’intervento intempestivo delle protezionidi massima corrente poste sulle partenze delle linee stesse.In generale, con riferimento alla problematica relativa all’incremento della corrente di cortocircuito,la massima potenza di generazione che è possibile connettere è maggiore per quei nodidella rete distanti dalla Cabina Primaria e, soprattutto, in caso di connessione su linee aeree (lelinee in cavo infatti hanno una impedenza più bassa delle linee aeree). La situazione più critica siverifica invece nel caso di connessione di impianti di produzione direttamente alla sbarra MT di CabinaPrimaria.La quantità di GD installabile 34 sul campione in relazione all’aumento delle correnti di cortocircuito(GD cc ) e al massimo livello di utilizzo possibile per il trasformatore 35 (GD lut ) è riportata inTabella 3.2.31Le reti dei grandi contesti urbani possono presentare correnti di cortocircuito maggiori (16 kA; 20 kA) cui corrispondonotaglie maggiori delle macchine (fino a 100 MVA).32In realtà, rispetto a questo livello strutturale, è necessario assumere dei margini cautelativi, per tenere conto della presenzadi motori nonché di ulteriori fattori (incertezza dei parametri, ecc) .33Tale valutazione risulta maggiormente rilevante nel caso di GD connessa alla rete senza interposizione di convertitoristatici.34Si sottolinea come, in relazione ai vincoli legati alla corrente di corto circuito, le limitazioni alla GD installabile in rete vengonoespresse in MVA in ragione della loro dipendenza dalla potenza di cortocircuito nodale, dalla taglia dei trasformatorie dei convertitori statici, parametri riferiti in termine di potenza apparente. Tale indicazione è da considerarsi come eccezionerispetto agli altri vincoli tecnici, quantificati in termini di potenza attiva massima della GD. In ragione delle regole diconnessione oggi in vigore, CEI 11-20, la distinzione fra le due classi di vincoli è puramente formale, essendo la generazionesu reti a tensione minore, vincolata alla produzione di sola potenza attiva.35È la quantità limite di generazione installabile al fine di non determinare un’inversione di flusso verso la rete AT superioreal 60% della potenza nominale del trasformatore AT/MT. Si suppone che le utenze assorbano una quantità massimadi potenza pari al 20% della nominale del trasformatore (minimo carico) cosicché la potenza erogabile dalla GD sia l’80%della potenza nominale del trasformatore.103

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniGD cc [MVA] GD cc [MVA]A n con convertitori senza convertitori GD lut [MVA] Vincolo più criticostaticistatici16 88,53 59,02 12,8 12,825 58,93 39,28 20,0 20,040 7,54 5,02 32,0 7,54Tabella 3.2 Valutazione della totale GD installabile senza superare la tenuta in cortocircuito dei componentiin rete, nell’assunzione di GD connessa tramite convertitori staticiI risultati evidenziano limiti poco vincolanti, dimostrando come per le macchine con taglie da 16e da 25 MVA sia più stringente il limite legato alla potenza nominale del trasformatore (limite dicarico in controflusso) piuttosto che all’incremento delle correnti di guasto (limite che, in ognicaso, è superiore a 12 MVA per ciascuna rete). Viceversa, le sollecitazioni dovute al cortocircuitodivengono vincolanti in caso di trasformatore di grande taglia (40 MVA e oltre); in tali casi, il limitedi GD installabile per ciascuna rete è comunque molto elevato (superiore ai 5÷7 MVA) 36 .Una possibile indicazione, utile per i nuovi sviluppi di rete, potrebbe quindi consistere nell’opportunitàdi adottare macchine con taglia da 16 e da 25 MVA, sia in relazione alla suddetta possibilitàdi alleggerire i vincoli sulle correnti di cortocircuito, sia in relazione a considerazioni più generalidi affidabilità e qualità del servizio. Infatti, poiché le perturbazioni dovute a guasti e/o disservizidi ciascun trasformatore hanno conseguenze limitate all’utenza sottesa al trasformatore stesso,l’adozione di macchine di taglia maggiore estenderebbe il numero dei nodi (utenti) disturbati 37 . L’indicazionerisulta peraltro in accordo con quanto già attuato dalle imprese di distribuzione, almenoper quanto desumibile dal campione di dati disponibile (cfr. Tabella 3.1).3.3.1.7 Protezioni da cortocircuito e limiti associatiIn analogia con quanto appena dettagliato per le limitazioni dovute all’incremento delle correnti di cortocircuitoin presenza di GD, è importante considerare anche il secondo effetto legato alle protezionidi massima corrente installate in corrispondenza della partenza di ogni singola linea. Tali protezionisaranno evidentemente influenzate dalla sola GD sottesa a quella singola linea. Si è ipotizzato, congruentementecon la realtà nazionale, che le singole linee siano protette dai sovraccarichi tramite unrelè di massima corrente, comunemente regolato a 250 A, mentre la protezione da cortocircuito prevedeuna soglia superiore, identificabile cautelativamente intorno ai 600 A 38 . Il problema degli scattiintempestivi in Cabina Primaria per la presenza di GD lungo linea è meglio intuibile dalla Figura 3.6.36È possibile notare che esiste una forte differenza tra i risultati relativi alle analisi nodali precedentemente sviluppate, checonsentono di installare in linea teorica 3 MW per nodo, e i risultati ottenuti a livello di linea/rete, da cui risulta che la potenzainstallabile è pari al massimo alla decina di Megawatt. Questo mette in evidenza come le analisi di Hosting Capacitysono puramente teoriche e i risultati ottenuti non possono essere estesi a livello di intera rete.37Si pensi al caso, evidente, dei buchi di tensione.38Anche in questo caso, il valore assunto è assai cautelativo: infatti, la norma CEI 0-16 indica 600 A come limite superioreper la protezione dal cortocircuito dell’impianto utente; per ovvie ragioni di selettività, il valore di regolazione della stessaprotezione in Cabina Primaria è di certo ben superiore a 600 A.104

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoFigura 3.6 Esempio di scatto intempestivo in Cabina Primaria dovuto a presenza di Generazione Diffusa lungouna linea della reteCome illustrato in figura, l’eccessivo contributo alla corrente di guasto fornita dalla GD di un datofeeder potrebbe condurre a scatti intempestivi della protezione in testa alla linea sana (linea A),in caso di cortocircuito su una linea diversa (linea B) 39 .Volendo spingersi a un dettaglio superiore rispetto a quanto fatto in precedenza, nel seguito si rileggerannotali soglie di corrente in termini di potenza, differenziando le casistiche corrispondentialle reti a tensione nominale pari a 15 kV da quelle con tensione nominale pari a 20 kV.La quantità di GD connettibile alla singola linea, in accordo con i vincoli di transito è riportata inTabella 3.3.V n [kV] I n [A] A n [MVA]15 250 6,5020 250 8,66Tabella 3.3 Valutazione della GD connettibile a ogni singola linea in ragione dei vincoli relativi alle protezionida sovracorrente (sovraccarico)In particolare, è possibile notare come il vincolo di massima corrente di regime si raggiunga prima 40del vincolo indotto dalle soglie di cortocircuito (GD cc , Tabella 3.2), qualora si consideri l’apportodi GD dovuto a macchine interfacciate alla rete per mezzo di convertitori statici. In caso di impiegodi macchine rotanti, viene raggiunto prima il limite legato al cortocircuito: i valori di potenza installabilesulla singola linea risultano comunque molto elevati.39La linea su cui è presente la Generazione Diffusa sarebbe infatti disalimentata per effetto di un guasto su una linea diversa,su una qualsiasi linea attestata alla stessa sbarra di Cabina Primaria.40Nello scenario di un’installazione di Generazione Diffusa via via crescente.105

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniL’analisi riguardante le criticità indotte dalla presenza della GD sulle protezioni di linea MT mettein luce la notevole dipendenza dell’installabilità di generazione dalla tensione nominale della reteelettrica in esame. Tale fatto è funzione delle regolazioni standard 41 adottate nelle reti, qui coerentementeriflesse nelle ipotesi utilizzate, considerando i limiti di transito costanti su tutte le lineedel campione. Le regolazioni delle protezioni da sovraccarico (quindi i transiti in linea) possono rappresentareil fattore più limitante all’installazione di generazione solo in prossimità delle sbarre MT;i limiti di installabilità indotti sono comunque molto elevati. Analoga conclusione può essere trattacirca i vincoli indotti dalle soglie di cortocircuito: i relativi limiti di installabilità risultano più elevati(per macchine statiche) rispetto ai limiti qui sopra discussi.È opportuno chiarire che le limitazioni da corrente di regime e da tenuta elettromeccanica al cortocircuito(direttamente legate alle sezioni dei conduttori, e ai relativi isolanti, ovvero alla tenutatermica dei componenti) sono strutturali e non facilmente superabili, se non con interventi moltoinvasivi (sostituzione della linea interessata; sostituzione delle apparecchiature connesse); al contrario,le limitazioni dettate dalle protezioni di massima corrente (legate alla tipologia di relè installati)sono potenzialmente superabili. È infatti possibile provvedere, con interventi limitati, allaprogressiva sostituzione degli attuali relè di protezione in CP con analoghi relè sensibili al versodella corrente di guasto (relè direzionali di massima corrente di fase, cfr. Capitolo 6).3.3.1.8 Inversione di flussoUn ultimo effetto legato all’aumento della quantità di GD presente in rete è rappresentato dall’inversionedei transiti di potenza dalle utenze finali verso la rete a monte: l’inversione di flusso rappresenta,infatti, un primo indicatore di “attività” delle reti e, come già affermato, impone un ripensamento dellemodalità di gestione delle reti stesse che devono passare da “passive” ad “attive”.Per inversione di flusso a livello di CP si intende la situazione nella quale la potenza attiva fluisce dallarete di distribuzione MT verso la rete AT (Figura 3.7). In una situazione di questo tipo la rete di distribuzionediventa quindi, a tutti gli effetti, una parte attiva del sistema elettrico; si rende perciò necessarial’installazione di dispositivi di protezione in CP idonei a operare con rete a valle attiva. Inpratica, è necessario adottare tutti quei provvedimenti impiantistici atti a fronteggiare la possibilità difunzionamento in isola indesiderata di un’intera CP (sbarre AT; trasformatori AT/MT; rete MT sottesa).Figura 3.7 Inversione di flusso verso la rete AT41Soglie delle protezioni da sovraccarico.106

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoTale possibilità diviene realistica qualora il flusso di potenza attraverso il trasformatore AT/MT, peralmeno una data percentuale delle ore annue di funzionamento, abbia direzione opposta a quellausuale. In una simile condizione (flusso di potenza dalla MT alla AT), in caso di apertura dei collegamentiAT di una CP 42 , l’intera rete MT sottesa (compresa la CP stessa) potrebbe funzionare inisola, portando ad alcune situazioni critiche per l’esercizio della rete, quale parallelo in condizionidi non sincronismo tra la rete AT e la CP rimasta in isola.La prevenzione di simili situazioni critiche impone l’utilizzo di sistemi di protezione e di automazionededicati, oggi non sempre presenti.La determinazione della GD installabile nella rete di distribuzione, al fine di evitare l’inversione diflusso verso la rete AT, si basa sullo studio del diagramma di carico delle diverse utenze ad essa connesse.L’inversione è difatti determinata in massima parte dall’assorbimento di potenza delle utenzestesse e solo in via trascurabile dalle perdite in rete, che per il momento non saranno considerate.Supponendo che tutte le utenze della rete assorbano potenza con un cosφ pari a 0,9 e che la GDinstallata in rete generi potenza con un cosφ pari a 1, la potenza attiva limite generabile risultauguale (ed opposta) alla potenza attiva assorbita dai carichi; la potenza reattiva non incide invecesulla quantità di GD installabile 43 . Secondo quanto stabilito dalla norma CEI 0-16 il limite di tempoper cui l’inversione di flusso può essere tollerata, considerandone trascurabili gli effetti, è stabilitonel 5% del totale tempo annuo. In riferimento al vincolo relativo all’inversione di flusso nel trasformatoreAT/MT per il 5% delle ore/anno, la massima GD installabile in rete è indicata in Figura 3.8.Figura 3.8. Potenza installabile sull’intero campione (8% delle complessive reti MT di tutta Italia) per evitareinversione di flusso per il 5% del totale tempo annuo42Tali collegamenti sono tipicamente due (CP collegata in “entra-esce” alla rete AT), eccezionalmente uno solo (CP collegatain antenna).43Come già detto, ciò accade per via dei vincoli contenuti nella Norma CEI 11-20, che impongono di considerare una generazionedi potenza con fattore di potenza unitario.107

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIl vincolo appena illustrato dipende in modo sensibile dalle ipotesi di determinazione della curvadi carico sulla rete e dall’ipotesi di profilo costante della GD (quest’ultima particolarmente conservativa,se si fa riferimento a generatori da fonti rinnovabili aleatorie). Tale vincolo, a differenza deiprecedenti, non può essere definito propriamente come “limite”: il suo superamento è tecnicamentepossibile, purché il sistema sia disponibile a coprire i costi necessari agli adeguamenti richiesti,limitati alla parte AT delle CP.Si precisa che le conclusioni, cui si è pervenuti finora, hanno valenza solo relativamente all’inversionedel flusso di potenza attiva a livello di intera CP: nel seguito saranno descritti gli effetti relativiall’inversione di flusso lungo linea.3.3.1.9 Isola indesiderataIl problema dell’isola indesiderata 44 di ciascuna porzione di rete MT porta a considerare l’effettodell’inversione non solo a livello di interfaccia AT/MT ma anche a livello di singola linea MT. L’incrementodella presenza di utenze attive sulla rete di distribuzione, fino a valori tali da avvicinare(o, appunto, superare) la potenza assorbita dai carichi passivi, è alla base del problema comunementedefinito “isola indesiderata” 45 . Con tale termine si intende il fenomeno che si instauraquando uno o più impianti di produzione continuano ad alimentare una porzione della rete elettricadi distribuzione successivamente alla disconnessione della stessa porzione dal resto dellarete, che rimane connessa al complessivo sistema elettrico.Il fenomeno dell’islanding può comportare conseguenze di varia natura:• sulla qualità dell’alimentazione, in quanto l’impresa distributrice potrebbe non essere in gradodi garantire agli utenti connessi all’isola indesiderata un’alimentazione di energia elettrica conparametri (tensione e frequenza) rientranti nei parametri di contratto;• sulla sicurezza di funzionamento della rete di distribuzione, in quanto l’isola indesiderata potrebberappresentare un rischio per gli operatori preposti a operare sulla linea che si ritiene esserefuori servizio, ma che in realtà risulta essere in tensione;• sulle procedure di ricerca e di selezione dei tratti di linea guasti, dal momento che in presenzadi una porzione di rete mantenuta in tensione dalla GD le procedure di ricerca del guasto possononon funzionare correttamente; inoltre, in presenza di guasti transitori, il mantenimentoin tensione della linea da parte della GD potrebbe non consentire l’estinzione del guasto, comportandoil fallimento della richiusura rapida;• durante il funzionamento in isola, possono infine verificarsi degli sfasamenti tra i vettori tensionedella rete principale e dell’isola, con conseguenti problemi all’atto della richiusura dell’interruttoredi interconnessione tra le due porzioni di rete.Allo scopo di risolvere le problematiche accennate, è necessario intervenire a livello di gestione del44Nel seguito, ci si riferirà a tale fenomeno anche con il termine di islanding, invalso nella letteratura internazionale.45Fino a quando la presenza di generazione è molto minoritaria rispetto al carico, la formazione di un’isola indesiderata èpoco probabile: l’impossibilità di raggiungere un equilibrio tra produzione e carico entro l’isola fa intervenire la protezionedi minima frequenza (tensione) che equipaggia il dispositivo di interfaccia, obbligatorio per gli utenti attivi, e destinato aseparare il generatore dalla rete.108

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianosistema di distribuzione prevedendo, ad esempio, modalità per la disconnessione degli impianti diproduzione, ovvero modalità specifiche di gestione e controllo dei medesimi impianti in determinatesituazioni di funzionamento del sistema di distribuzione e, più in generale, del sistema elettrico. Atal fine risulta molto importante che il sistema di protezione sia configurato in maniera tale da selezionaregli eventi che richiedono la separazione degli impianti di produzione dalla rete da quelliper i quali ciò non è necessario (per evitare che semplici disturbi di rete, quali i buchi di tensione,provochino interventi intempestivi, con il conseguente fuori servizio degli impianti di generazione).Per meglio comprendere la problematica è necessario un approfondimento tecnico: le attuali regoledi connessione degli utenti attivi alle reti di distribuzione vincolano alla produzione di potenzaattiva a fattore di potenza unitario, con limiti molto stringenti, sia i termini di frequenza di lavoroche di tensione.Al di fuori di tali intervalli il generatore viene disconnesso dalla rete di distribuzione, per effettodella protezione di interfaccia, indipendentemente dalla causa della perturbazione rilevata. Talestrategia è atta a consentire la rapida disconnessione delle utenze attive a seguito dell’aperturadell’interruttore in Cabina Primaria, per contrastare il formarsi di un’isola indesiderata. In tali condizioni,la porzione di rete sottesa alla Cabina Primaria disconnessa subirebbe un transitorio difrequenza (e di tensione) dovuto allo squilibrio fra le potenze attive (e reattive) dei generatori equelle dei carichi. La norma definisce quindi un intervallo di operatività molto stretto, nell’intenzionedi consentire l’individuazione dell’isola elettrica nel minor tempo possibile, così da disconnetterela GD e poter poi procedere con le richiusure automatiche per cercare di ristabilirel’alimentazione elettrica. La strategia risulta inefficace qualora generazione e carico rimasti isolatirispetto al resto della rete siano bilanciati: in un simile caso, la probabilità di formazione di un’isolaindesiderata aumenta, in quanto il rilievo locale di tensione e frequenza non consente di riconoscerela causa del disturbo. Per esempio, in occasione di significativi transitori di frequenza sullarete di alta tensione 46 , la GD connessa alla rete di distribuzione non partecipa al contrasto dellaperturbazione in atto sul sistema, bensì ne aggrava l’entità, disconnettendosi in tempi brevissimi.Al fine di risolvere tale criticità e consentire un effettivo utilizzo, a beneficio dell’intero sistemaelettrico, delle capacità di regolazione della GD, risulterà indispensabile prevedere lo sviluppo disistemi di interfaccia innovativi, come meglio dettagliato nel Capitolo 6.❑ 3.3.2 Analisi semplificata delle reti BTIn analogia con quanto riportato nel paragrafo precedente per le reti MT, l’obiettivo dello studiodelle reti BT è quello di quantificare il limite massimo di GD installabile date le attuali configurazionie caratteristiche mediamente rilevabili nel contesto nazionale. Data la numerosità delle retida studiare (l’intero territorio nazionale conta circa 500.000 Cabine Secondarie cui corrispondonoaltrettante reti BT) a oggi lo studio ha previsto solo la messa a punto di un campione significativodi reti e alcune prime analisi quantitative su specifiche reti test.46Quali quelli derivanti da disconnessione dal parallelo UCTE (28 settembre 2003), ovvero da pesanti perturbazioni provenientidalle reti estere (4 novembre 2006).109

Smart Grid. Le reti elettriche di domani3.3.2.1 Metodologia di calcolo: Hosting Capacity sulla rete BTLe analisi riportate in questo paragrafo (che costituiscono una sintesi dell’Allegato A alla DeliberaARG/elt 223/10 [7]) hanno l’obiettivo di quantificare, pur su un campione ridotto opportunamenteidentificato, la massima potenza di GD installabile sulle attuali reti elettriche di distribuzione BT,nel rispetto dei principali vincoli tecnici vigenti. La valutazione della penetrazione di GD è stata effettuatasu un campione di 16 reti di distribuzione opportunamente identificate al fine di rappresentare,per quanto possibile, le diverse configurazioni riscontrabili nel contesto nazionale. Inparticolare, dopo una specifica elaborazione del campione, nella quale sono state introdotte alcuneipotesi necessarie a stimare il livello di carico delle reti, è stata eseguita un’analisi nodale di penetrazionedella GD tramite algoritmi basati su calcoli di load flow. In linea con le criticità sottolineatenello studio relativo alla MT, è stata determinata la potenza massima installabile in funzione di unaserie di vincoli tecnici che tengono conto delle attuali strategie di gestione della rete e dell’attualesituazione normativa (soprattutto in relazione alle vigenti norme di power quality). Si è determinatala massima GD che si può connettere, compatibilmente con i vincoli di seguito elencati 47 :• variazioni lente di tensione. Il valore della tensione a regime nei nodi di rete deve essere compresoentro un intervallo predefinito del ±10% (EN 50160);• portata a regime delle linee BT. Su nessun tratto di linea deve essere superato il limite massimodi corrente (limite termico delle condutture);• variazioni rapide di tensione. La variazione della tensione nei nodi di rete in fase di transitorionon deve superare una soglia prefissata (5% o 10% secondo le indicazioni della EN 50160).Come per le analisi MT, anche in questo caso la GD viene simulata installando sulla rete un sologeneratore per volta, di potenza crescente fino a un limite massimo predefinito; tale generatoreè posizionato, progressivamente, a partire dalla sbarra BT di Cabina Secondaria, su tutti i nodi ditutte le linee sottese. La taglia massima implementata per gli impianti di generazione (300 kW 48 ),pur essendo ben superiore alle taglie usualmente riscontrabili sulle reti BT (specialmente lungolinea), permette di esplorare vincoli nodali che, nella realtà pratica, potrebbero essere raggiuntiper mezzo di più generatori, installati in nodi diversi della stessa linea BT.Le analisi relative alle reti BT riguardano solo i vincoli tecnici nodali, mentre non sono effettuateanalisi a livello di rete/linea: queste reti sono infatti più semplici, non essendo presenti sistemi diautomazione. Proprio a causa della mancanza di sistemi di automazione evoluta 49 , l’inversione diflusso sulle reti di distribuzione BT non crea problemi diretti sul funzionamento e sulla gestione del47Maggiori dettagli sulle metodologie impiegate sono disponibili in: M. Delfanti, M. S. Pasquadibisceglie, M. Pozzi, M. Gallanti,R. Vailati, Limits to dispersed generation on Italian MV networks, proceedings of CIRED 2009.48Si sceglie un valore superiore rispetto ai 200 kW indicati nel Progetto CEI 1058 (Progetto di Norma CEI uscito in inchiestapubblica analogo per la BT della Norma CEI 0-16) in modo da valutare i possibili effetti che potrebbero avere sulla rete,con particolare riferimento agli aspetti di continuità e qualità del servizio, impianti di GD con potenze elevate. In particolare,la taglia massima implementata nelle analisi nodali coincide con il 50% in più della potenza limite indicata in norma,e con il triplo della potenza indicata nel TICA.49In particolare, non è prevista alcuna richiusura automatica sulle linee BT.110

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianosistema né sull’eventuale formazione di isole indesiderate. Infatti, l’apertura delle linee BT (salvomanutenzioni) si ha esclusivamente in caso di guasto polifase (le linee BT, a differenza delle lineeMT, non sono protette contro guasti a terra). In simili condizioni è difficile ipotizzare che la GD(anche qualora generazione e carico, rimasti isolati rispetto al resto della rete, siano bilanciati) siain grado di sostenere l’isola, soprattutto in presenza del guasto.Nei rari casi di porzioni di rete rimaste isolate non in presenza di guasto, la assenza di richiusurerende la situazione accettabile: qualora tensione e frequenza derivassero dai valori nominali, l’interventodei sistemi di protezione di interfaccia farebbe cessare immediatamente l’isola.Infine, anche dal punto di vista della sicurezza delle persone, il sistema risulta comunque accettabilmentesicuro contro i contatti indiretti 50 .3.3.2.2 Campione ridotto di reti BTCome già evidenziato, un’attività preliminare per lo studio delle reti BT è la messa a punto diun campione significativo di reti su cui effettuare le indagini e rappresentativo della realtà nazionale.Le reti BT risultano molto numerose, e mostrano caratteristiche eterogenee: prima dieffettuare le analisi di hosting capacity, è stato necessario definire un’accurata procedura diestrazione tale da mantenere un’accettabile corrispondenza tra le reti scelte e il sistema di distribuzioneBT a livello nazionale. Il campione messo a punto è stato ottenuto come sottoinsiemedel campione di reti MT, scegliendo solo CS sottese alle circa 400 reti MT precedentementeacquisite. In particolare, ogni rete BT, derivata a partire da una propria CS, è strettamentelegata a una particolare condizione geografica e abitativa. Infatti, diversamente dallereti MT, che presentano Cabine Primarie a cui si collegano linee appartenenti a diversi ambititerritoriali 51 , le reti BT hanno Cabine Secondarie tipicamente relative a un unico ambito. Perquesto sono stati considerati come parametri caratteristici di una rete l’ambito territoriale diappartenenza e la potenza nominale del trasformatore di CS. In particolare, l’insieme totaledelle 40.897 CS 52 collegate alle reti MT del campione esteso presenta ambiti territoriali di tre tipologie(alta, media e bassa densità) e circa 15 diverse potenze nominali di trasformazione distribuitecome in Figura 3.9.50Essendo il sistema transitoriamente di tipo IT (le macchine elettriche associate alla GD hanno il punto di neutro isolato,Norma CEI 11-20), un guasto a terra determina la circolazione di una corrente esigua, fornita dai soli accoppiamenti capacitividei cavi. Questa, a sua volta, comporta valori di tensione limitati sulle masse degli impianti, con rischi accettabiliin caso di contatto.51L’ambito territoriale è l’insieme delle aree territoriali comunali servite dalla stessa impresa distributrice all’interno di unastessa provincia e aventi lo stesso grado di concentrazione. I gradi di concentrazione sono alta, media e bassa densità. Gliambiti territoriali sono già utilizzati nella regolazione (cfr. Delibera AEEG 333/07).5236317 CS di Enel Distribuzione e 4580 CS di altre imprese di distribuzione.111

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniFigura 3.9 Potenze di trasformazione delle 36.317 CS del campione estesoÈ possibile notare che solo sei delle potenze di trasformazione (50, 100, 160, 250, 400 e 630 kVA)sono effettivamente caratteristiche di un numero significativo di CS 53 .Dopo alcune stime sulla complicazione computazionale, si è scelto di procedere alla costruzionedi un campione ridotto di 500 reti rappresentativo di circa l’1‰ delle complessive reti BT a livellonazionale. In particolare, si sono scelte le 500 CS più rappresentative dell’insieme relativamentea tipologia di ambito territoriale e potenza nominale del trasformatore 54 ; inoltre, per mantenereun uguale rapporto relativamente al distributore di appartenenza, tra campione esteso e ridotto,si sono estratte 430 CS dal database Enel e 70 dal database contenente tutti i dati delle altre impresedi distribuzione, in modo da rappresentare correttamente la diffusione delle società più significativesul panorama nazionale. I due parametri appena descritti, combinati tra loro,costruiscono 18 diverse classi 55 (tre ambiti territoriali per sei potenze di trasformazione), ciascunacomposta da un diverso numero di CS, da cui sono state estratte le 500 reti che formano il campioneBT attraverso una procedura dedicata, in grado di mantenere le stesse percentuali di rappresentativitàsulle 18 classi tra campione esteso e campione ridotto (Figura 3.10 e Figura 3.11) 56 .53Tutte le taglie superiori a 800 kVA sono di fatto inesistenti nella realtà.54Sarà poi inserito un controllo finale sul compartimento/sottoinsieme di appartenenza.55Le 18 classi contengono al loro interno 33896 CS su 36317 CS ENEL disponibili nel campione, e 3002 CS su 4580 CS totaliper le altre imprese di distribuzione, pertanto esse sono effettivamente rappresentative, in entrambi i casi, dell’interodatabase.56I confronti sono effettuati in modo separato tra ENEL e le altre imprese di distribuzione in modo da rendere visibili anchele caratteristiche di queste ultime che, essendo inferiori in numero, non sarebbero ben rappresentate dal punto di vistagrafico.112

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoFigura 3.10 Percentuale di rappresentatività delle CS ENEL totali ed estratte rispetto al relativo campioneesteso di appartenenzaFigura 3.11 Percentuale di rappresentatività delle CS di altri distributori totali ed estratte rispetto al relativocampione esteso di appartenenzaÈ poi stato effettuato un controllo relativo alla zona geografica di appartenenza 57 , per verificareche le CS siano state estratte in modo omogeneo su tutto il territorio nazionale. Ciò significa chedeve essere rispettata (in modo percentuale) la stessa numerosità, tra campione originale e campioneridotto, all’interno di ognuno dei compartimenti. Le percentuali, determinate con la stessaestrazione relativa ai dati precedenti, sono mostrate in Figura 3.12 e Figura 3.13.57Gli otto compartimenti ENEL sono Cagliari, Firenze, Milano, Napoli, Palermo, Roma, Torino e Venezia.Le sei ulteriori imprese di distribuzione sono AEM Milano, ASM Brescia, AEM Torino, Società Elettrica Trentina, ACEGAS-APS, DEVAL. Il numero di CS estratte da ACEA Roma, scelto a priori, è già rappresentativo del totale e quindi non necessitadi alcuna verifica.113

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniFigura 3.12 Percentuale di rappresentatività delle CS ENEL totali ed estratte rispetto ai compartimenti geograficidi appartenenzaFigura 3.13 Percentuale di rappresentatività delle CS di altri distributori totali ed estratte rispetto ai sottoinsiemidi appartenenzaCome si può notare, i diagrammi sono molto simili tra loro (la stessa analogia nelle percentualisi mantiene se si effettua il confronto all’interno di ogni singola classe 58 ); ciò significa che l’estrazioneha portato a un risultato ritenuto adeguato e che le 500 CS estratte soddisfano tutti i vincoliimposti.In questo modo è stato costruito un campione ridotto che mantiene una stretta correlazione rispettoal campione di partenza. Questo studio è allegato al “Monitoraggio dello sviluppo degli impiantidi Generazione Distribuita in Italia per gli anni 2007 e 2008 e analisi dei possibili effetti dellaGenerazione Distribuita sul sistema elettrico nazionale” [8].58Si divide ogni classe in otto sottoinsiemi relativi ai compartimenti e si effettua la verifica sulle percentuali relativamenteai 144 nuovi insiemi determinati. In particolare, i risultati dell’estrazione corrente mostrano che la differenza tra le variepercentuali è sempre inferiore all’1% e nel caso peggiore è pari allo 0,43%.114

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano3.3.2.3 Risultati su campione ridotto di reti BTApplicando, come già affermato, le stesse procedure di calcolo di HC illustrate nel paragrafo 2.3.1è possibile determinare la quantità massima di GD compatibile con i tre vincoli tecnici nodali (variazionilente e rapide di tensione e limiti di transito). La Figura 3.14 mostra, in grigio, l’istogrammacumulato relativo all’inviluppo dei tre vincoli 59 , da cui si osserva che, nelle ipotesi dello studio, suuna grande percentuale di nodi del campione la potenza tecnicamente installabile è piuttosto elevata(il 95% circa dei nodi analizzati risulta compatibile con una quantità di GD entro i 30 kW, percentualeche scende a circa il 45% per una potenza pari a 100 kW).Nel medesimo diagramma è inoltre fornita, in corrispondenza di ogni ascissa, un’indicazione relativaal vincolo più stringente per quei nodi che presentano una violazione dei criteri considerati;come già spiegato, tale informazione traspare dalla colorazione assunta dal complementare, rispettoal 100%, delle barre grigie. La figura evidenzia come il vincolo maggiormente critico siaquello posto dalle variazioni lente di tensione; esso comporta infatti una limitazione della GD installabilemolto incidente, anche per valori di potenza piuttosto ridotti (alcuni nodi subiscono unalimitazione già sopra i 10 kW).I limiti relativi alle variazioni rapide di tensione e ai transiti nelle linee sono invece decisamentemeno critici. Sempre dalla Figura 3.14 è possibile notare come i primi riguardano un numero ridottodi nodi (nel caso peggiore le variazioni rapide rappresentano un effettivo vincolo per circa il10% di nodi del campione), i secondi costituiscono invece un reale vincolo alla penetrazione di GDin rete solo per impianti di potenza superiore a 90-100 kW (che, in accordo alla normativa attuale,il distributore ha facoltà di connettere a livello MT, cfr. TICA).Figura 3.14 Istogramma cumulato della percentuale di nodi con GD installabile pari al valore indicato inascissa: dettaglio dei vincoli nodali più stringenti, assumendo come limite di variazione rapida di tensione il10% del valore nominale59L’istogramma di colore grigio rappresenta cioè la quantità di Generazione Diffusa installabile in accordo con tutti i trevincoli nodali considerati.115

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniBox 3.2 Perdite di rete e Generazione DiffusaUno dei problemi di natura economica associati alla GD è costituito dalle perdite di potenzaattiva (o, in generale, dall’efficienza della rete elettrica). L’installazione di GD su una lineadi distribuzione porta inizialmente a una riduzione delle perdite, nel caso in cui la potenzainiettata sia inferiore a quella complessivamente assorbita dai carichi alimentati dalla lineastessa; viceversa, nel caso di forte penetrazione della GD si potrebbero verificare situazioniin cui le perdite sulla rete, almeno in certe ore dell’anno, aumentano rispetto all’assetto direte attuale. Un’elevata quantità di GD può comportare, infatti, non solo l’inversione deitransiti di potenza, ma anche un aumento delle perdite di rete.A livello generale si ritiene, appunto, che la diminuzione delle perdite sia un fatto certo soloquando la potenza dei generatori sia inferiore rispetto al carico complessivo; in tal modo laprobabilità che si verifichino flussi contrari, ovvero flussi di potenza dalla linea verso la sezionedi trasformazione AT/MT, è assai ridotta.Per quantificare meglio l’impatto della GD sulle perdite di rete è di seguito riportata un’analisisu un feeder del campione MT: per ciascuno dei nodi del feeder vengono analizzati i valoridi generazione tali da indurre perdite nella rete di distribuzione MT, e perditecomplessive sulle reti di distribuzione e di trasmissione, pari ai valori significativi di seguitodescritti:• minimo delle perdite in energia su base annua nella rete MT. Si individua il valore di generazioneinstallata in un dato nodo tale da minimizzare le perdite su base annua nell’interarete di distribuzione MT; essa è di fatto la quantità di GD necessaria al fine diridurre il fenomeno indesiderato delle perdite di rete (punto 1 in Figura);• perdite in energia su base annua nella rete MT pari alle perdite nel caso base. Si individuala quantità di generazione installata oltre la quale le perdite su base annua in retesuperano le perdite in rete in assenza di GD; si tratta a tutti gli effetti di un vincolo dinatura tecnica, infranto il quale la GD incide negativamente sulle perdite della rete MT(punto 2 in Figura);• perdite in energia su base annua nella rete MT pari alle perdite convenzionali per la reteMT. Si calcola la quantità di generazione da installare al fine di uguagliare le perditesulla rete di distribuzione MT e le perdite convenzionali a essa associate; rappresenta ilpunto di fine guadagno del distributore, oltre il quale esso riceve un rimborso per le perditein rete inferiore al danno economico effettivo da esse causato (punto 3 in Figura);• minimo delle perdite in energia su base annua complessive delle reti MT e AT. Si individuail valore di generazione installata in un nodo tale da minimizzare le complessive perditesu base annua nella rete di distribuzione MT e in quella di trasmissione AT; è laquantità di GD necessaria al fine di ridurre le perdite di sistema. Questo parametro è piùsignificativo rispetto alle sole perdite MT, poiché considera anche i vantaggi conseguibilisulla rete AT, relativi all’installazione di generazione nella rete MT (punto 4 in Figura);116

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italiano• perdite in energia su base annua complessive delle reti MT e AT pari alle perdite complessivenel caso base. Si individua la quantità di generazione installata oltre la quale leperdite su base annua in rete superano le perdite in rete in assenza di GD; è il punto oltreil quale i vantaggi legati alle perdite a livello di sistema, derivanti dall’installazione dellaGD, si estinguono (punto 5 in Figura).Dalla Figura è possibile notare che per valori di potenza installata non particolarmente elevatile perdite sono inferiori rispetto al caso di rete puramente passiva, mentre, all’aumentaredella GD (oltre la situazione in cui si ha inversione di flusso in rete) le perdite aumentano inmodo molto marcato. L’analisi delle perdite convenzionali, invece, mostra come, in presenzadi quantità massive di GD, queste tendano a penalizzare il distributore, riconoscendogli unamaggiorazione dell’energia prelevata dalla rete a monte inferiore rispetto all’effettiva energiapersa nella rete MT. Nei prossimi anni, a fronte di aumenti della quantità di GD installata inrete, sarà necessario prevedere una revisione del meccanismo delle perdite convenzionali,che tenga conto (sia in positivo che in negativo) anche dell’impatto della GD.Andamenti delle perdite con generazione installata nel nodo 7 della rete test 493.4 Inversione di flusso e protezioni di interfacciaI risultati del paragrafo 2.3, relativi all’impatto della GD sulle reti MT (e in minima parte BT),mostrano come le reti di distribuzione italiane abbiano una più che discreta capacità di accoglimentodella GD. Vincoli stringenti per la potenza attiva installabile sono legati a vari feno-117

Smart Grid. Le reti elettriche di domanimeni (regolazione di tensione, problemi legati alle protezioni di interfaccia, limiti termici sullelinee) tutti collegati all’inversione del flusso di potenza, che rappresenta, come già detto, unprimo indicatore di “attività” delle reti. La gestione della rete di distribuzione in inversione diflusso comporta, infatti, notevoli problemi per i sistemi di protezione e automazione nonché peri meccanismi di regolazione della tensione: una massiccia penetrazione della GD impone un ripensamentodi tali modalità di gestione delle reti, che devono passare da “passive” ad “attive”.La Norma CEI 0-16 identifica per l’inversione del flusso di potenza un limite accettabile pari al5% delle ore annue di funzionamento: questo valore è legato alla probabilità che un evento diguasto sulla rete (tale da provocare l’apertura dell’interruttore in Cabina Primaria) sia contemporaneoalla situazione di inversione di flusso, o più precisamente alla situazione in cui generazionee carico, rimasti isolati rispetto al resto della rete, siano bilanciati. La compresenza delledue condizioni provocherebbe la formazione di un’isola indesiderata con problemi all’automazionedi rete, in particolare alla richiusura automatica e alla ricerca di tronchi guasti. La condizionedi esercizio di una porzione di rete in isola è, infatti, conseguenza dell’intervento delleprotezioni elettriche a livello di Cabina Primaria. All’apertura dell’interruttore, l’isola formatasisperimenta un transitorio che può portare a un nuovo punto di equilibrio (islanding permanente)o, dopo una fase transitoria, al collasso della rete. Il fattore che principalmente influenza la duratadell’islanding, e quindi la probabilità di funzionamento in isola indesiderata permanente, è,come già spiegato precedentemente, lo squilibrio di potenza attiva (e reattiva) tra generazionee carico prima dell’apertura, oltre alla tipologia dei generatori e ai relativi sistemi di controllo,regolazione e protezione presenti.❑ 3.4.1 Protezioni di interfacciaAllo scopo di raggiungere un adeguato livello di sicurezza e affidabilità del sistema elettrico è pertantonecessario installare protezioni che blocchino l’insorgere di un’isola indesiderata scollegandole unità di generazione, connesse alla porzione di rete in isola, nel più breve tempo possibile. Inrelazione all’islanding, le regole di connessione, pur diverse da Paese a Paese, contengono glistessi requisiti:• la GD deve essere disconnessa dalla rete in caso di valori di tensione e frequenza anomali,fuori dai canoni di contratto;• se una o più fasi sono disconnesse dalla rete a potenza prevalente, le unità GD devono essererapidamente scollegate dalla rete;• se sono previste le richiusure automatiche, le unità GD devono essere scollegate dalla reteprima della richiusura.In Italia la Norma CEI 0-16 (valida per reti MT) stabilisce che l’impianto attivo sia equipaggiato diun dispositivo di interfaccia (DDI) che assicuri la separazione di una porzione di rete utente (generatorie carichi privilegiati), dalla rete esterna (Figura 3.15).118

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoFigura 3.15 Configurazione generale dell’impianto d’utenza attivaLa protezione anti-islanding viene implementata nel sistema di protezione di interfaccia (SPI), costituitoessenzialmente da un relè digitale. Il SPI agisce, sulla base di misure locali (tensione e frequenza),sul DDI che separa la porzione di rete utente contenente il generatore dal resto della rete.Nel caso italiano il SPI agisce, secondo la norma CEI 0-16, in base a soglie di:• minima frequenza: protezione 81, regolata a 50.3 Hz, tempo di estinzione del guasto ≤ 170 ms;• minima tensione: protezione 27, regolata a 0,7 p.u., tempo di estinzione del guasto ≤ 370 ms;• massima tensione: protezione 59, regolata a 1,2 p.u., tempo di estinzione del guasto ≤ 170 ms.La norma impone un tempo complessivo di estinzione del guasto 60 e non i tempi parziali di interventodella protezione e di apertura dell’interruttore, i quali sono a discrezione dell’utente attivo.60Dato da due contributi: tempo d’intervento della protezione, inclusivo di un eventuale ritardo intenzionale, e tempo diapertura dell’interruttore.119

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniI relè 81 e 59 si considerano istantanei e il tempo di estinzione del guasto non include unritardo intenzionale. Viceversa il relè 27 presenta un ritardo intenzionale che incrementa il tempobase della protezione a 300 ms (tipicamente il tempo di apertura dell’interruttore è 70 ms). Il tempodi estinzione del relè 27 permette comunque di disconnettere le unità GD prima della richiusura automatica,che nel contesto italiano avviene circa 400 ms dopo il guasto. Focalizzando l’attenzionesulle soglie di frequenza, è possibile notare come i valori imposti siano molto restrittivi al fine di eliminarela presenza dei generatori in un tempo molto breve (per esempio 200 ms) dall’occorrenzadi un evento sul sistema, in modo da consentire il corretto funzionamento delle richiusure automatiche.Le soglie di frequenza regolate a valori molto prossimi alla frequenza nominale costituisconouna particolarità del nostro sistema nazionale, come riscontrabile dalla EN 50438 [9].❑ 3.4.2 Studio su una rete tipoIn merito alla situazione della rete di distribuzione italiana, appena descritta, è stato condotto uno studiosu una rete test in media tensione, secondo un approccio già sperimentato e riscontrabile in letteratura[10], per valutare, mediante delle simulazioni, la probabilità, e il conseguente impatto, di unmancato funzionamento delle protezioni anti-islanding, nel caso in cui un’elevata quantità di GD siaconnessa alla rete. In particolare, si simula un’apertura intenzionale dell’interruttore posto all’inizio delfeeder (interruttore I1 in Figura 3.16) a cui è connessa l’unità GD, per quantificare le oscillazioni ditensione e frequenza in corrispondenza del punto di connessione del generatore (interruttore I2 inFigura 3.16), dalle quali è possibile dedurre le prestazione delle protezioni dei relè installati del DDI.Figura 3.16 Simulazione apertura interruttore in CPIn particolare, poiché in condizione di regime il generatore eroga solo potenza attiva (fattore dipotenza unitario, coerentemente con quanto prescritto nella Norma CEI 11-20), le variazioni dellafrequenza e della tensione dipendono dallo squilibrio di potenza attiva e reattiva tra generazionee carico prima dell’apertura, ovvero dai flussi di potenza tra il feeder e il resto della rete. Nella Figura3.17 sono riportati i risultati delle simulazioni per diversi squilibri di potenza attiva (mostratinei riquadri) e reattiva.120

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoFigura 3.17 Oscillazione di tensione e frequenzaLa proiezione di un punto sugli assi tensione/frequenza rappresenta le oscillazioni massime misuratein un intervallo di simulazione pari a 400 ms (in accordo con i tempi di attesa delle richiusureautomatiche); nella figura è mostrata anche l’area di non operatività dei relè di tensione e frequenza,regolati secondo gli standard italiani, al fine di quantificare i casi di sicuro mancato funzionamentodell’SPI. In caso di limitato squilibrio di potenza attiva, inferiore al 20%, la frequenzanon supera le soglie 81< e 81>, di conseguenza la protezione non è in grado di rilevare l’islandinge l’isola permane fino all’istante di richiusura. Viceversa, per elevato squilibrio di potenza attiva,le oscillazioni sono sufficienti a garantire l’intervento della protezione in un tempo tanto piùbreve quanto più ampio è lo squilibrio. Dalla figura si può notare come, di fatto, la vera protezioneanti-islanding è rappresentata dai relè di frequenza, che risultano i più stringenti; mentre i relè ditensione intervengono solo in condizioni molto particolari.Inoltre, l’attuale SPI, basato come già illustrato sul rilievo locale di tensione e frequenza, in occasionedi significativi transitori di frequenza sulla rete di alta tensione 61 , disconnette la GD collegataalla rete di distribuzione che quindi non partecipa al contrasto della perturbazione in atto sul sistema,bensì ne aggrava l’entità, disconnettendosi in tempi brevissimi, e causando problemi allasicurezza del complessivo sistema nazionale.❑ 3.4.3 Possibili evoluzioni del SPI (già previste sul sistema italiano)Protezioni diverse oppure metodi alternativi (di tipo attivo, implementabili solo in presenza di GDconnessa alla rete tramite inverter) sono possibili, ma, sia da prove di campo, che da simulazionial calcolatore, non sembrano dimostrare maggiore efficacia nel rispetto dei tempi di intervento at-61Quali quelli derivanti da disconnessione dal parallelo UCTE (28 settembre 2003), ovvero da pesanti perturbazioni provenientidalle reti estere (4 novembre 2006).121

Smart Grid. Le reti elettriche di domanitualmente richiesti sul sistema italiano (distacco della GD entro 200÷300 ms dalla mancanza dellarete di distribuzione), e possono introdurre nella rete delle problematiche a livello di power quality.Appare, quindi, remota la possibilità di risolvere questi problemi senza una rete di comunicazioneche permetta di informare la protezione di interfaccia della presenza della rete di distribuzione edi trasmettere un opportuno segnale di telescatto in tempi sufficientemente rapidi (Figura 3.18).Figura 3.18 Sistema di comunicazione per il SPICon una simile evoluzione, la funzione di protezione contro la perdita di rete è quindi demandataal telescatto (erogato per mezzo di un apposito canale comunicativo), mentre la protezione di interfacciaè declassata a protezione di back up.La disponibilità di un sistema di comunicazione consentirebbe quindi di superare le limitazioni delleattuali logiche anti-islanding: implementando un segnale di intertrip fra CP e GD verrebbe infattia decadere l’esigenza di soglie di intervento molto strette (49.7- 50.3 Hz), risolvendo i problemiche si verificano durante i transitori di frequenza sulla rete di alta tensione. La soluzione propostaprevede quindi soglie più ampie, che rendano la GD resiliente rispetto a perturbazioni di retequando la rete è integra; tale logica richiede un segnale ciclico scambiato tra CP e GD al fine diinformare il relè del DDI (SPI) della presenza del link di comunicazione. In caso di mancanza delsistema di comunicazione, il relè deve infatti tornare ad operare con le sole informazioni locali,senza beneficiare quindi dell’utilizzo delle soglie di intervento meno stringenti applicabili solo tramiteil sistema di comunicazione.Una nuova Norma del CEI in corso di pubblicazione [11] definisce questa evoluzione del Sistemadi Protezione di Interfaccia (SPI). In particolare, è stato previsto nel relè un ingresso dedicato adun segnale di telescatto, da attuare senza ritardo intenzionale, mentre il segnale di presenza rete,su ingresso parimenti dedicato, abilita, in assenza del segnale stesso, il set di regolazioni maggiormenterestrittivo. Lo schema predisposto allo scopo, con relativa proposta di valori di regolazione,è mostrato in Figura 3.19.122

La Generazione Diffusa come driver per le reti attive. Focus sul panorama italianoFigura 3.19 Schema del nuovo SPI in presenza di un sistema di comunicazioneSi tratta di una proposta che tiene conto in modo completo e strutturato sia della necessità di garantireil distacco della GD quando effettivamente necessario, sia della necessità di assicurare ilmantenimento in servizio della GD durante transitori di rete, che devono essere risolti da altri automatismie/o protezioni. È anche prevista la rapida ripresa della produzione del gruppo al veniremeno di tali perturbazioni.Il vettore di comunicazione, una volta presente, potrebbe essere utilizzato anche ad altri scopi, adesempio, per trasmettere segnali di regolazione alla GD e/o per realizzare una selettività logica frale protezioni del distributore e quelle degli utenti, come meglio spiegato nel Capitolo 6.Bibliografia[1] Delibera ARG/elt 25/09 Allegato 2 “Impatto della Generazione Diffusa sulle reti di distribuzione”.Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/09/monitoraggio_generazione_06.pdf[2] Delibera AEEG 160/06 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di Generazione Distribuita e dimicrogenerazione in Italia e analisi dei possibili effetti della Generazione Distribuita sul sistemaelettrico nazionale”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/06/160-06all.pdf[3] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi allereti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/08/033-08argalla.pdf123

Smart Grid. Le reti elettriche di domani[4] Delibera 125/10 “Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettricae il Gas ARG/elt 99/08 in materia di condizioni tecniche ed economiche per la connessionealle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (TICA)”. Disponibilesu: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/125-10arg_allA.pdf[5] EN 50160: ”Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems.”[6] Norma CEI 11-20 “Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegatia reti di I e II categoria”.[7] Delibera ARG/elt 223/10 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di Generazione Distribuitain Italia per l’anno 2009 ed analisi dei possibili effetti della Generazione Distribuita sul sistemaelettrico nazionale”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/223-10argall.pdf[8] Delibera ARG/elt 81/10 “Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di Generazione Distribuita inItalia per gli anni 2007 e 2008 e analisi dei possibili effetti della Generazione Distribuita sul sistemaelettrico nazionale”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/081-10argall.pdf[9] EN50438 “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public lowvoltagedistribution networks”.[10] F. Bignucolo, R. Caldon, M. Frigo, A. Morini, A. Pitto, F. Silvestro: Impact of distributed generationon network security: effects on loss-of-main protection reliability, Universities PowerEngineering Conference, UPEC 2008, 43rd International, Page(s): 1-5.[11] Progetto CEI 1058: Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivialle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica, Giugno 2010. Disponibile su:http://www.ceiuni.it/struttura/body-ws-cei-webstore.html124

Capitolo 4Le reti di comunicazioneper le Smart Griddi Massimo Bogarelli e Antonio Capone

Smart Grid. Le reti elettriche di domani4.1 GeneralitàL’evoluzione delle infrastrutture elettriche verso il concetto di Smart Grid (SG) comporta lo sviluppodi una rete di comunicazione flessibile e affidabile, capace di soddisfare le nuove esigenze e dinamichedelle reti elettriche. In questo capitolo vengono descritte le tecnologie di comunicazione applicabilial fine monitorare, controllare e coordinare le reti elettriche e vengono illustrati alcuninuovi scenari di interazione tra i due sistemi, con particolare attenzione allo smart metering, elementochiave della nuova architettura in grado di coinvolgere attivamente l’utente finale nella gestionedelle SG.Come discusso in precedenza, nella maggior parte dei Paesi avanzati, l’età delle infrastrutturedella rete elettrica, l’obsolescenza di alcune delle tecnologie utilizzate, e un ritmo di crescita dellacapacità del sistema inferiore alla crescita della domanda (in particolare nei valori di picco), impongonouna riprogettazione e riorganizzazione del sistema di trasmissione e distribuzione dell’energiaelettrica. Ciò rappresenta un’opportunità di ammodernamento della concezione stessa cheha guidato finora la pianificazione della rete elettrica, per rispondere alle esigenze che nasconodalle nuove fonti di energia rinnovabile, dalla GD, dalla necessità di maggiore affidabilità e flessibilità,e dall’opportunità di maggiore partecipazione degli utenti finali nei mercati dell’energia [1].Per sottolineare la lentezza con la quale la rete elettrica si è evoluta negli anni rispetto ad altri sistemicomplessi, essa viene a volte paragonata a quella delle reti di comunicazione: se AlexanderGraham Bell fosse trasportato ai giorni nostri avrebbe difficoltà a riconoscere le componenti delsuo telefono in internet e nei moderni sistemi di comunicazione, mentre Thomas Edison sarebbeprobabilmente a suo agio con le attuali reti elettriche [2].A parte le grossolane semplificazioni che questi confronti nascondono, il parallelo con i sistemi di comunicazioneed internet è particolarmente rilevante, perché proprio tali sistemi rappresentano un elementofondamentale nell’architettura delle future SG; ciò induce quindi a considerare le interessantiprospettive profilate dall’integrazione dell’infrastruttura elettrica con quella dell’informazione.Le nuove esigenze di comunicazione delle SG nascono dalla necessità di raccolta ed elaborazionedi informazioni provenienti da dispositivi di misura e sensoristica, oltre che dall’esigenza di controllocoordinato delle diverse porzioni della rete, in modo da accogliere in sicurezza anche le iniezionidovute alla GD, sempre più efficiente nello sfruttamento di fonti rinnovabili per la produzionedi energia [3].Come mostrato nella Figura 4.1, sistemi di elaborazione e controllo di questo tipo sono oggi giàpresenti nelle reti elettriche, principalmente per la parte legata alle grandi centrali e alle reti di trasmissione,anche se sono ancora basate su tecnologie di comunicazione e piattaforme informativeeterogenee e poco integrate [1]. Al contrario, la parte relativa alle reti di distribuzione rimanelargamente priva di strumenti per lo scambio di informazioni e il controllo dei sistemi. È ormai opinionecondivisa che esistano numerose esigenze che richiedono un’evoluzione della rete attualetale da portare a un ammodernamento del sistema e a un aumento del livello di automazione soprattuttonelle reti di distribuzione [4].La prima e più urgente esigenza che spinge verso l’introduzione di sistemi di comunicazione anchenelle reti di distribuzione è legata alla crescente presenza di GD, principalmente da fonti rinnovabili,la cui costruzione è fortemente incentivata dalle politiche energetiche messe in atto dai diversi126

Le reti di comunicazione per le Smart GridPaesi. Ciò comporta una trasformazione delle reti di distribuzione, che diventano in grado di supportareiniezione di potenza attiva dall’utente e risultano quindi non più basate sul modello passivo,che presuppone esclusivamente un flusso unidirezionale dell’energia dalla rete di trasmissioneverso gli utenti MT e BT.L’implementazione di un tale modello richiede pertanto un controllo in tempo reale dei sottosistemi,simile a quello della grande generazione e della trasmissione, ma con un livello di complessità superiorea causa della diffusione sul territorio dei generatori e del minor grado di prevedibilità dellostato dei sistemi [5].Una rete di comunicazione che possa supportare la creazione di un sistema di gestione e controllodelle reti attive deve avere una topologia tale da raggiungere in modo capillare tutti i sistemi distribuitigeograficamente, e deve essere capace di offrire prestazioni adeguate per rispondere alleesigenze delle applicazioni, in termini di volumi di traffico da trasferire e di tempestività della comunicazione[6].La seconda esigenza di comunicazione nella rete di distribuzione è legata invece agli utenti finali,anche di tipo residenziale, che al momento sono solo utilizzatori passivi dei sistemi di energia conlimitate possibilità di scelta delle modalità di utilizzo. Tuttavia, la maggiore sensibilità degli utentiverso le tematiche ambientali e il risparmio energetico, nonché, nell’ottica di un sistema energeticoavanzato, la necessità di ottimizzazione dei loro profili di carico, spingono verso la creazionedi una infrastruttura di comunicazione che possa aumentare la partecipazione degli utenti alla gestionedei consumi energetici e la loro interazione con i distributori, per un controllo dei costi e dellatipologia di energia consumata.Figura 4.1 Ruolo delle reti di comunicazione nelle reti elettriche attuali e nelle Smart Grid127

Smart Grid. Le reti elettriche di domani4.2 Infrastrutture e tecnologie di comunicazione utilizzabili❑ 4.2.1 Architettura delle reti di comunicazioneNell’evoluzione delle reti elettriche verso le SG, l’infrastruttura di comunicazione rappresenta unacomponente indispensabile al sistema per consentire lo sviluppo di sistemi informativi e sistemi dicontrollo e gestione in grado di fornire servizi avanzati. La scelta di adeguate architetture e tecnologieper le reti di comunicazione rappresenta un’importante decisione, che deve essere presaalla luce di un ragionevole compromesso tra costi (che finora hanno messo un freno allo sviluppodelle nuove reti elettriche) e prestazioni (che devono risultare adeguate a garantire lo scambio didati in tempo reale).Per la parte relativa alle reti di trasmissione, gli operatori fanno uso da tempo di sistemi di controlloe gestione avanzati, basati su reti di comunicazione con collegamenti anche a lunga distanza(Wide Area Network – WAN), che spesso sono possedute dagli stessi operatori e dedicate in modoesclusivo alla rete elettrica. La preferenza verso reti private e dedicate rispetto ai servizi fornibilidagli operatori di telecomunicazioni è motivata, dagli operatori stessi, con la criticità delle applicazionidi controllo della rete elettrica e dalla necessità di garanzie delle prestazioni del sistema dicomunicazione [7]. Ovviamente, oltre a questo, esiste un aumento di efficienza associato alle applicazionidi controllo, che giustifica pienamente i costi della rete di comunicazione.Nel caso delle reti di distribuzione, la situazione è molto differente a causa della diffusione capillaresul territorio dei punti da collegare, che richiede un’infrastruttura di rete di comunicazione molto piùestesa e, ovviamente, più costosa. Anche i vantaggi economicamente quantificabili sono minori, tuttavial’affermazione della GD e i cambiamenti normativi tendono a modificare rapidamente la situazione.In questa porzione più periferica della rete elettrica, di crescente importanza per le futureSG, appare meno giustificato il ricorso a reti dedicate e molto più sostenibile un utilizzo, almeno parziale,di infrastrutture di comunicazione condivise con altri servizi.L’architettura della rete di comunicazione per le reti di distribuzione elettriche deve rispondere ascenari implementativi anche molto diversi in relazione alle caratteristiche dei punti da connettere,alle caratteristiche dell’area e alla disponibilità di infrastrutture di comunicazione preesistenti.La scelta di un’architettura flessibile, organizzata in modo gerarchico e in grado di utilizzare tecnologieeterogenee nei diversi livelli appare la più adatta a soddisfare le esigenze differenziate deidistributori elettrici. Una possibile struttura a livelli della rete, che ricalca quelle in uso per altre applicazioni,come mostrato in Figura 4.2, divide la rete in:• Home Area Network (HAN): rete domestica (o più in generale rete privata dell’utente) che collegasensori e dispositivi di misura e controllo dei dispositivi elettrici, interconnessa con le retiesterne mediante un Home Gateway (HG) che fornisce anche supporto alle applicazioni di gestionedell’energia;• Neighborhood Area Network (NAN): rete di aggregazione di più punti di accesso geograficamentevicini, che può opzionalmente essere utilizzata per garantire autonomia dagli operatoridi telecomunicazioni e prestazioni elevate per il cosiddetto ultimo miglio;• Metropolitan Area Network (MAN): rete dedicata o condivisa per l’accesso cittadino in grado difornire supporto a un numero anche elevato di punti di accesso;128

Le reti di comunicazione per le Smart Grid• Wide Area Network (WAN): reti e collegamenti a lunga distanza di tipo dedicato o condiviso peril collegamento con centri di gestione e controllo regionali o nazionali.Figura 4.2 Struttura multilivello delle reti di comunicazione❑ 4.2.2 Tecnologie di comunicazioni4.2.2.1 Home Area Network (HAN)In ambito di reti HAN, numerose iniziative a livello industriale e di enti di standardizzazione stannocercando di far convergere su tecnologie di comunicazione e piattaforme software comuni (perHG e meter) i diversi soggetti coinvolti. Tra le tecnologie più importanti su cui si sta concentrandol’attenzione si individuano ZigBee, Wi-Fi, Wireless M-Bus e PLC (Power Line Communication)su bassa tensione.Zigbee è il nome commerciale di un insieme di protocolli di comunicazione ad alto livello, basatosullo Standard IEEE 802.15.4 [8] che fornisce le specifiche per il livello fisico e il sottolivello MAC.Tale tecnologia è stata sviluppata dalla ZigBee Alliance [9], un consorzio di aziende che ha per finela definizione di uno standard globale aperto per la realizzazione di prodotti di monitoraggio econtrollo affidabili, efficienti e a basso consumo energetico, connessi in una rete wireless.Questo standard ha l’obiettivo di offrire una connessione economica e a basso consumo energetico,adatta in reti mesh costituite da dispositivi dotati di piccole antenne e di piccole batterie, chenecessitano di un bassissimo consumo di potenza, tale da non richiederne la sostituzione in tempibrevi. Inoltre esso opera nelle frequenze radio assegnate per scopi industriali, scientifici e medici129

Smart Grid. Le reti elettriche di domani(ISM) 868 MHz in Europa, 915 MHz negli Stati Uniti e 2,4 GHz nella maggior parte del resto delmondo, con data rate ottenibili di 20, 40 e 250 kbps rispettivamente.Grazie a meccanismi di gestione efficiente dell’energia e a consumi limitati, Zigbee risulta essereuna scelta interessante per assicurare la comunicazione tra dispositivi domestici, caratterizzati dacosti e risorse di potenza ridotti alla luce anche della certificazione che garantisce l’interoperabilità.Wi-Fi è invece il nome commerciale della tecnologia di rete wireless definita negli standard dellafamiglia IEEE 802.11 [10] usata per fornire una connessione sicura, affidabile e veloce. Le reti Wi-Fi operano sulle bande radio non licenziate di 2,4 e 5 GHz, raggiungendo un data rate nominalevariabile da qualche Mb/s alle centinaia di Mb/s, secondo il tipo di specifica adottata.Obiettivo della rete Wi-Fi è fornire connettività wireless in ambienti indoor e outdoor tramite l’usodi antenne omnidirezionali o direttive. Le antenne appartenenti alla prima categoria vengono dinorma utilizzate per coprire zone relativamente piccole o, con raggi d’azione più grandi, possonoessere applicate per la copertura di aree pubbliche più vaste; con le antenne direttive è invece possibilecoprire grandi distanze, definibili in termini di chilometri, e sono utili proprio per portare labanda larga nei territori scoperti dalla rete cablata.Grazie alla semplicità di installazione, alla flessibilità nell’amministrazione della rete e alla recenteintroduzione di versioni ad alta velocità, il Wi-Fi è una tecnologia particolarmente adatta alla gestionedi grossi volumi di dati e all’interconnessione con dispositivi d’utente anche di tipo portatile.Box. 4.1 Focus sulle tecnologie di comunicazione delle reti HANZigbeeZigbee è una tecnologia nata dalla necessità di standardizzare la comunicazione senza filia basso bit rate su distanze limitate tra dispositivi intelligenti e multifunzione di piccole dimensioni.Tale standard si è sviluppato basandosi sulle specifiche IEEE 802.15.4 per il livello fisico eil livello di accesso al mezzo condiviso, pertanto lo stack protocollare Zigbee definisce soltantoi livelli di rete, sicurezza e applicazione con l’obiettivo di assicurare la scalabilità, l’affidabilitàe la sicurezza della rete e l’interoperabilità tra i diversi apparati.A livello fisico Zigbee supporta sedici canali e la modulazione O-QPSK (Offset QuadraturePhase Shift Keying) per la banda ISM di 2,45 GHz, mentre per le frequenze 868 e 915 MHzvengono utilizzati rispettivamente dieci canali e un canale e la modulazione BPSK. In tuttie tre i casi, viene inoltre implementata la tecnica trasmissiva Direct Sequence Spread Spectrum(DSSS) al fine di garantire una buona robustezza ai disturbi, la ricezione dei segnalideboli, l’integrità del segnale stesso e l’operabilità di più utenti. Le funzioni svolte dal livellofisico comprendono l’attivazione/disattivazione dei trasmettitori, l’individuazione e la selezionedei canali disponibili e la stima e l’invio ai livelli superiori delle informazioni relative allaqualità dei link e della trasmissione/ricezione dei dati.Il livello MAC si occupa invece della generazione di speciali pacchetti (beacon) per la sincronizzazionedei dispositivi, del livello di sicurezza e dell’implementazione del CSMA/CA, pro-130

Le reti di comunicazione per le Smart Gridtocollo di accesso al canale che verifica l’assenza di trasmissioni sul mezzo condiviso primadi iniziarne una nuova. In particolare sono definite due modalità di funzionamento, slottede unslotted CSMA/CA, in base all’abilitazione della ricezione di beacon, le quali permettonola riaccensione dei dispositivi a seguito di periodi di idle.Il livello di rete è responsabile invece della gestione del routing all’interno della rete multihop,mentre il livello applicativo fornisce un framework per lo sviluppo e la comunicazionedi applicazioni distribuite; in questo livello vengono poi definiti profili applicativi specifici chegarantiscono la coesistenza tra produttori diversi.All’interno della rete, Zigbee prevede un coordinatore che gestisce la rete wireless, mentregli altri dispositivi vengono classificati dallo standard come:• Full Function Device (FFD), che tipicamente è alimentato da rete elettrica e può comunicaredirettamente con altri FFD, in grado di effettuare routing e fungere da coordinatoredella rete.• Reduced Fuction Device (RFD), che tendenzialmente è alimentato da batteria, non effettuarouting e comunica solo con FFD e non direttamente con altri RFD.Pertanto, in base alla tipologia dei dispositivi supportati, è possibile ottenere solo tre diversitipi di topologia di rete: a stella, mesh e a cluster.Zigbee è quindi una tecnologia radio che permette la creazione di reti ad hoc di dispositiviintelligenti, abilitando una serie di servizi innovativi che possono essere utilizzati in svariaticontesti applicativi.Wi-FiGli standard IEEE 802.11, o più comunemente Wi-Fi, sono tecnologie attraverso le qualivengono realizzate reti wireless scalabili, flessibili e convenienti. Esse utilizzano un mezzoradio condiviso, su bande non licenziate con interferenza altamente variabile, pertanto ricorronoad un livello fisico progettato per essere robusto all’interferenza. Le modalità di trasmissionedelle informazioni più utilizzate dal Wi-Fi sfruttano la tecnica Direct SequenceSpread Spectrum che tende a distribuire l’energia del segnale su una banda in frequenzapiù larga rispetto a quella del segnale stesso, limitando così l’impatto dell’interferenza sulleprestazioni del sistema di trasmissione, mentre le modulazioni generalmente impiegate sonoDPSK, QPSK con spreading e OFDM.L’accesso al mezzo fisico è regolato da diverse funzioni logiche di coordinamento che possonofornire un accesso distribuito o con collision free. Le prime si basano sulla tecnicaCSMA/CA e permettono il coordinamento nell’accesso tra stazioni diverse senza bisogno diun’entità centrale; le seconde necessitano invece di un “point coordinator”, che provvedea fornire le esplicite segnalazioni da trasmettere ai singoli dispositivi, pertanto è possibileapplicarle solo in architetture di rete centralizzate. La tecnologia Wi-Fi consente infatti di costruirearchitetture centralizzate o ad hoc. All’interno di queste reti si possono raggiungererate massimi di 11 Mb/s e 54 Mb/s ricorrendo agli standard 802.11b e 802.g, operanti entrambinello spettro di frequenza nell’intorno di 2,4 GHz. Lo standard 802.11a è in grado di131

Smart Grid. Le reti elettriche di domanioffrire rate massimo di 54 Mb/s lavorando esclusivamente nella banda dei 5 GHz, mentrelo standard 802.11n, ancora in fase di definizione, grazie all’uso di entrambe le bande da2,4 e 5 GHz, dovrebbe garantire velocità reali di circa 100 Mb/s.Un’altra peculiarità delle reti Wi-Fi consiste nella sicurezza, che sono in grado di offrire graziealle particolari modalità di autenticazione definite nel protocollo 802.1x e ai differenti algoritmidi cifratura, ossia strategie che consentono di assicurare l’integrità e la confidenzialitànello scambio dei dati all’interno del mezzo condiviso.La semplicità, il continuo sviluppo e la possibilità di sostenere data rate sempre maggiorihanno reso dunque il Wi-Fi la tecnologia più diffusa per assicurare la connettività all’internodelle reti HAN.M-Bus e Wireless M-BusM-Bus, insieme alla sua versione wireless, è uno standard europeo sviluppato per consentirelo scambio informativo unidirezionale o bidirezionale tra sensori e attuatori.Il suo principio di funzionamento è basato sul “Single Master Slave” e prevede l’uso di ununico M-bus Master che pilota e coordina le varie periferiche (Slave); di conseguenza possonoessere supportate varie topologie di rete ad eccezione di quella ad anello.M-Bus adotta un’architettura protocollare collassata OSI a tre strati costituiti dal livello fisicowired o wireless, dal livello data link basato sullo standard IEC 60870-5 e dal livello applicativodedicato; è previsto opzionalmente anche il livello di rete per gestire particolariproblematiche di indirizzamento.La variante wireless si differenzia dalla versione wired per il supporto di vari modi di utilizzo(“Stationary mode” S, ”Frequent transmit mode” T e “Frequent receive mode” R2), con iquali si è in grado di assicurare la comunicazione one-way o two-way in sistemi fissi e mobili.In particolare, attraverso il modo di comunicazione bidirezionale T2 è possibile non solola telelettura dei dati ricavati da dispositivi periferici, ma anche gestire la sincronizzazionedel tempo e la distribuzione delle chiavi crittografiche; questo è consentito grazie anchealla presenza di due diversi canali di comunicazione, uno per la tratta downlink (master-toslave),l’altro per la tratta uplink (slave-to-master).In entrambe le versioni, M-Bus garantisce un elevato livello di sicurezza nella trasmissionedei dati, bassi costi per il collegamento dei dispositivi, un significativo grado di flessibilità escalabilità del sistema grazie al riconoscimento automatico dei dispositivi e all’ampia disponibilitàdi apparati; tutte queste peculiarità rendono la tecnologia applicabile in vari contestianche se essa si è sempre più affermata per supportare il monitoraggio, la lettura e lagestione remota di contatori di varia tipologia.PLCPLC è una tecnologia attraverso la quale si sfruttano le linee elettriche per offrire servizi diconnettività.Poiché l’energia elettrica viene trasportata su linee ad alta tensione, distribuita su media tensionee usata dagli utenti in bassa tensione, si individuano diversi tipi di comunicazioni PLC132

Le reti di comunicazione per le Smart Gridin base alle diverse bande frequenziali e alle caratteristiche trasmissive dei cavi elettriciusati. In particolare si utilizzano i termini NPL (Narrowband Power Line) e BPL (BroadbandPower Line) per indicare rispettivamente la trasmissione PLC nel range frequenziale 3 kHz-148,5 kHz e 2-50 MHz.La tecnologia PLC si applica sia sulle reti ad alta tensione, in cui viene utilizzata soprattuttodai gestori per il controllo della rete elettrica, che sulle reti a media e bassa tensione, in cuiè impiegata per raccogliere informazioni da dispositivi di misura, successivamente elaborateper ottenere una migliore gestione ed efficienza della rete.I sistemi PLC applicano efficienti tecniche di modulazione, come l’allargamento spettrale eOFDM per l’invio dei segnali, mentre i problemi di disturbo sono risolti attraverso meccanismidi gestione degli errori (FEC, ARQ), anche se tali accorgimenti tendono a consumare unacerta porzione della capacità della rete PLC a causa degli overhead e delle ritrasmissioni.M-Bus [11], acronimo di Meter Bus, è un protocollo di coordinamento asincrono, message-oriented,che consente la comunicazione di elementi distribuiti in una rete locale; è pertanto uno standard chepuò essere utilizzato come bus di comunicazione per la lettura dei dati di consumo dei meter.M-Bus permette di comunicare a velocità di 300, 2400 e 9600 baud 1 con possibilità di adottare differentidata rate sulla stessa rete bus, anche se la massima velocità di trasmissione è comunqueinfluenzata da fattori quali il tipo e il numero dei dispositivi collegati, le distanze da coprire e il tipoe il percorso del cavo utilizzato. La copertura assicurata da questa tecnologia può estendersi finoa 10 chilometri, con lunghezza massima del bus stesso dell’ordine di qualche chilometro. È previstainoltre una variante wireless, basata sullo Standard EN13757-4 [12], che opera nella banda ISM868 MHz con uno schema di modulazione FSK senza alcuna tecnica di allargamento dello spettroe che promette rate di trasmissione di 100 kbaud o 32 kbaud.In entrambi le varianti, M-Bus risulta un protocollo interessante per la comunicazione tra dispositiviin ambito domestico dal momento che permette implementazioni semplici, dai bassi costi e dairidotti consumi energetici, contribuendo in questo modo ad aumentare l’autonomia delle batterie,potenziale punto critico dei dispositivi mobili.Power Line Carrier (PLC) [13] è una tecnologia che consente la trasmissione di voce e dati su reteelettrica. Essa è implementata sovrapponendo al trasporto di corrente elettrica un segnale a frequenzapiù elevata, modulato dall’informazione da trasmettere. Il principale vantaggio di un simileapproccio consiste nella riduzione dei costi per la realizzazione dell’infrastruttura di rete, mentregli svantaggi sono riconducibili principalmente a fattori fisici e legali. I primi sono dovuti alle perditesul mezzo e al risultante rapporto segnale rumore al ricevitore per una data potenza tra-1Un baud equivale a un simbolo trasmesso al secondo. Benché spesso confusa con l’unità bit per secondo (bit/s o bps),essa differisce da quest’ultima perché a un simbolo possono corrispondere più bit, se si usano tecniche di modulazione nonbinaria (di ampiezza, frequenza o fase). In questi casi la velocità espressa in bit/s può essere multipla di quella espressain baud.133

Smart Grid. Le reti elettriche di domanismessa, mentre i limiti legali sono imposti dagli standard, dal momento che la comunicazione PLCdeve coesistere con altri dispositivi sulla stessa rete.Nonostante gli eventuali problemi di propagazione del segnale sulle linee elettriche e di interferenza,la tecnica PLC rappresenta un’alternativa a basso costo interessante per le HAN, grazie alladiffusione capillare della rete BT e alla recente introduzione di nuovi standard industriali per collegamentiad alta velocità, basati sulle specifiche del consorzio HomePlug AV [14].4.2.2.2 Neighborhood Area Network (NAN)Le NAN sono un’opzione possibile per la creazione di reti a basso costo per l’interconnessione dipunti di accesso relativi ad utenze geograficamente vicine; tra le tecnologie particolarmente adattea tali tipologie di rete vi sono le reti wireless MESH, che consentono di creare infrastrutture di retecompletamente wireless utilizzando collegamenti a basso costo (come Wi-Fi per outdoor e pontiradio Hiperlan) [15].4.2.2.3 Metropolitan Area Network (MAN)Le MAN sono probabilmente la porzione più critica della rete di comunicazione per le SG. La maggiorparte delle applicazioni richiede lo scambio di flussi informativi che rimangono confinati inarea metropolitana (la distanza dei punti d’accesso dalla Cabina Primaria è nella maggior parte deicasi inferiore a qualche chilometro).Una possibilità è offerta dalle linee di accesso digitali (DSL), fornite dagli operatori di telecomunicazioniper l’accesso a internet pubblica; sfruttando la capillarità della rete in rame sul territorio,tramite la disposizione, nella banda sopra quella riservata alla telefonia analogica tradizionale (4kHz), di una serie di sottoportanti equispaziate di circa 4,3 kHz, si è in grado di assicurare rate variabilida 640 kb/s a diverse decine-centinaia di Mb/s in downlink e da 128kb/s a qualche Mb/s inuplink, in base alla tecnologia DSL adottata e alla distanza percorsa. Il metodo di modulazione piùutilizzato all’interno di queste linee si fonda pertanto sull’OFDM, tecnica che prevede l’utilizzo inparallelo di più sottocanali modulati con un codice, in modo da minimizzare l’interferenza e dasfruttare al meglio i canali trasmissivi problematici, adattando la modulazione alle caratteristichedei singoli canali e scartando quelli inutilizzabili. La trasmissione duplex (nelle due direzioni) coesistequindi col segnale fonico ed è effettuata in divisione di frequenza, con bande diverse per ledue direttrici, al fine di adeguarsi meglio alle caratteristiche asimmetriche del traffico.Come per altri servizi specifici come il VOIP e la IPTV, eventuali garanzie di qualità di servizio, a seguitodi specifiche esigenze in termini di ritardo o jitter, possono essere fornite dagli operatori attraversomeccanismi di differenziazione del traffico delle applicazioni di interesse, anche se studi recentidimostrano come l’accesso indifferenziato sia spesso sufficiente anche per le applicazioni più critiche.Approcci alternativi per le MAN sono basati su reti wireless come WiMAX e le reti cellulari.WiMAX è il nome usato per reti basate sugli Standard 802.16 [16], le quali definiscono un accessowireless su grandi aree sia in modalità fissa che in mobilità. Nel primo caso si è in grado di raggiungereun data rate di 75 Mbps con raggi di cella estendibili fino a 75 chilometri; in mobilità inveceil rate scende a 15 Mbps con celle che coprono aree variabili tra 2 e 4 chilometri.Le reti WiMAX possono offrire servizi e prestazioni alternativi a quelli DSL degli operatori di tele-134

Le reti di comunicazione per le Smart Gridcomunicazioni tradizionali e coprire aree in Digital Divide 2 . Il futuro ruolo di WiMAX nelle reti d’accessoè al momento poco prevedibile, a causa dei notevoli ritardi di sviluppo delle reti rispetto aipiani annunciati.Un affermato concorrente delle reti WiMAX è costituito dalle reti cellulari, sviluppatesi dagli inizidegli anni novanta, come valido mezzo per fornire servizi voce e dati in mobilità, garantendo alcontempo la compatibilità con le reti fisse. Esse devono il loro successo alla standardizzazionedella tecnologia Global System for Mobile Communications (GSM) [17] che ne ha reso possibile ladiffusione a livello mondiale grazie all’adozione di una struttura univoca.Il GSM è stato progettato principalmente per offrire servizi sia di telefonia, con numerose funzionisupplementari, sia di dati a circuito a singolo canale o a canale multiplo. I servizi di dati a pacchettosono stati invece introdotti in seguito, attraverso l’implementazione, in un primo momento, del GeneralPacket Radio Service (GPRS) [18] e poi dell’UMTS (Universal Mobile Telecommunications System)[19]: nuova tecnologia sviluppata per soddisfare le sempre più crescenti richieste di bit rateelevati delle applicazioni di nuova generazione. Grazie ad un diverso utilizzo dei canali del GSM e all’introduzionedi nuove unità all’interno della rete, queste due tecnologie riescono a incrementare leprestazioni nello scambio di dati, continuando a garantire le medesime condizioni di copertura.Box 4.2 Focus sulle tecnologie nelle reti MANWiMAXWiMAX è una tecnologia basata su un’architettura IP che pone tale standard in posizioneintermedia tra Wi-Fi e i sistemi cellulari in termini di velocità, copertura, qualità del servizioe mobilità.Le reti WiMAX sono state sviluppate per operare su diversi intervalli frequenziali con unabuona flessibilità nella scelta della banda del canale. In particolare vengono utilizzate le frequenzelicenziate tra i 10 e i 66 GHz in Line-Of-Sight; in contesto urbano si usano anche lefrequenze licenziate e non, tra i 2 e gli 11 GHz in Non-Line-Of-Sight. L’uso di antenne multiplee MIMO, connaturato in WiMAX, consente di ottenere inoltre benefici in termini di copertura,consumo energetico, ri-uso frequenziale ed efficienza spettrale.WiMAX è progettato per lavorare con IP e per supportare a livello MAC differenti tipi di traffico.In particolare il livello MAC è diviso in tre sottolivelli: il Sottolivello di Convergenza diServizio Specifico (CS) che costituisce un’interfaccia logica con i livelli superiori, il SottolivelloMAC a Parte Comune (MAC CPS) che garantisce l’accesso al sistema, l’allocazione dellabanda e l’instaurazione e la manutenzione della connessione e il Sottolivello di Privacy (PrivacySublayer) che fornisce autenticazione e meccanismi di scambio delle chiavi. Il livellofisico, definito mediante diverse specifiche in base alle frequenze utilizzate, supporta mo-2L’espressione Digital Divide si riferisce all’impossibilità di accesso e di fruizione alle nuove tecnologie informatiche e dicomunicazione presente in alcune porzioni di territorio.135

Smart Grid. Le reti elettriche di domanidulazioni sia Single Carrier che OFDM. L’accesso al mezzo radio è multiplo e a divisione ditempo, con negoziazione della banda iniziale, autenticazione e registrazione; inoltre, a secondadella qualità di servizio, l’accesso al mezzo radio può essere a contesa, a banda garantitao a polling.Lo standard 802.16 specifica infine due tipologie di rete, Punto-MultiPunto e MultiPunto-MultiPunto.Reti cellulariLe reti cellulari costituiscono un’ulteriore modalità di sfruttamento della banda radio per fornireservizi di telefonia e di dati in mobilità. La tecnologia più diffusa a livello globale è ilGSM, standard nato in Europa e successivamente esteso in altre nazioni visto l’enorme successoiniziale.La rete GSM lavora in Europa nelle bande intorno alle frequenze di 900/1800 MHz e negliStati Uniti in quelle di 850/1900 MHz con modulazione GMSK (Gaussian Minimum Shift Keying)a fase continua con forma d’impulso gaussiana e codifica di canale convoluzionale adifferenti rate per supportare diversi tipi di servizio. L’accesso è di tipo multiplo multicarrierTDMA che consente di creare, su ogni portante radio, fino a 8 canali per la trasmissione divoce codificata a 13 kB/s.Inoltre, vengono implementati meccanismi di power control, per regolare la potenza emessain base alle condizioni di propagazione, e di discontinuos transmission, per interrompere la trasmissionedella voce codificata durante le pause nella conversazione al fine di ridurre l’interferenzae il consumo energetico. La trasmissione è protetta inoltre da codici FEC che, grazieall’introduzione di bit di ridondanza, riescono a correggere eventuali errori (benché in misuralimitata), mentre l’adozione di un meccanismo di frequency hopping permette di distribuireeventuali disturbi su più flussi informativi, consentendo un più facile recupero di parti danneggiate.Accanto al GSM si è affermato il GPRS, tecnologia che per rendere disponibile il proprioservizio dati a pacchetto sfrutta i canali TDMA, le frequenze e la stessa struttura della reteGSM, con l’introduzione di alcune limitate modifiche hardware e software al sistema. La caratteristicaprincipale del GPRS, che lo differenzia dal GSM, è la capacità di occupare all’interfacciaradio TDMA gli slot di tempo solo quando si trasmettono i pacchetti, pertanto è possibileapplicare una multiplazione statistica di più utenti sugli stessi slot; nel GSM è prevista inveceuna mappatura fissa tra slot e contenuto informativo, senza possibilità di variazione.Il GPRS supporta 4 schemi di codifica di canale per raggiungere velocità di 25-40 kbps, lequali vengono estese tramite codifiche leggere e modulazioni multilivello (8PSK) con l’evoluzioneEDGE (Enhanced Data rates for GSM Evolution). L’ultima tecnologia diffusasi nelmercato delle comunicazioni mobili è l’UMTS, standard per servizi voce e dati in mobilità,basata sullo standard W-CDMA, che promette di raggiungere velocità di picco teoriche di 2Mbps. Le frequenze utilizzate da tale tecnologia sono da 1920 MHz a 1980 MHz in uplink eda 2110 a 2170 MHz in downlink, in cui si utilizza la modalità FDD (Frequency Division Duplex)per la trasmissione digitale della voce alla stessa velocità nelle due direzioni; da 1900136

Le reti di comunicazione per le Smart Gridai 1920 MHz e da 2015 a 2025 MHz dove si usa la modalità TDD (Time Division Duplex) pergestire il traffico asimmetrico in rete. Le frequenze tra 1980-2010 MHz e 2170-2200 MHzvengono invece riservate per le applicazioni UMTS satellitari così da consentire l’effettiva coperturaglobale. UMTS prevede inoltre una suddivisione delle bande sopracitate in portantidi ampiezza di 5 MHz e l’applicazione, per ogni conversazione, di un codice univoco perconsentirne l’individuazione all’interno del canale radio sul quale viaggiano appaiate. Evoluzioniquali HSDPA (High Speed Downlink Packet Access) e HSUPA (High-Speed UplinkPacket Access) consentono poi di incrementare la velocità di ricezione e di invio dei dati finoa 14,4 Mb/s e 5,76 Mb/s, anticipando il trend di aumento dei data rate in uplink e downlinkpromesso dalla prossima generazione di reti cellulari, LTE (Long Term Evolution).Tutte le reti cellulari sopra descritte, grazie alla loro flessibilità, sono già largamente utilizzate perapplicazioni legate al mondo dell’energia, principalmente nell’ambito della comunicazione tra smartmeter e sistemi centrali; il progetto Telegestore di Enel, descritto nel paragrafo 4.4.5, ne dimostraun esempio di implementazione.4.2.2.4 Wide Area Network (WAN)Per quanto concerne le reti WAN, si può osservare come esse siano per le reti di distribuzione menoimportanti che per le reti di trasmissione. Per questo la possibilità di utilizzare i servizi degli operatoridi telecomunicazioni anche per collegamenti di lunga distanza è probabilmente quella più ragionevolein termini di costo.4.3 Possibili scenari di integrazione con le reti d’energia attiveLo sviluppo delle reti di comunicazione nell’ultimo decennio ha mostrato una tendenza precisa ditrasformazione, dallo scenario di infrastrutture e tecnologie eterogenee dedicate a servizi specifici,verso una convergenza di tutti i servizi su piattaforme di comunicazione basate su IP (InternetProtocol) e sulla suite di protocolli di internet. Servizi tradizionalmente forniti su reti dedicate,come ad esempio la telefonia, sono oggi quasi completamente basati su IP (VOIP), mentre altri,come la TV, sono avviati ad un rapido processo di trasformazione (IPTV).Uno dei vantaggi consentiti dalla tecnologia IP è la possibilità di utilizzo di tecnologie di comunicazionedi tipo eterogeneo a livello di singolo collegamento o di sottorete (fibra ottica, ponti radio,WiFi, WiMax, PLC, ecc.), ma con un’unica tecnologia di rete in grado di supportare le applicazionipiù diverse senza bisogno di adattamento ai protocolli di comunicazione di basso livello. Parallelamente,lo sviluppo delle reti d’accesso a banda larga ha consentito l’accesso alle piattaforme diservizi IP a una percentuale molto alta delle utenze residenziali, pur con qualche difficoltà nell’estenderel’accesso ad alcune porzioni del territorio (aree in Digital Divide).Nonostante la criticità di alcune delle applicazioni per le SG, il volume di traffico generato sarà nellamaggior parte dei casi decisamente più piccolo di quello di altre applicazioni del mondo internet137

Smart Grid. Le reti elettriche di domanie sicuramente molto inferiore alla capacità delle moderne reti d’accesso. La prospettiva di condivisionedell’infrastruttura di comunicazione IP appare dunque praticabile a patto di introdurre strumentiatti a garantire le prestazioni e la qualità di servizio per le applicazioni delle reti elettriche.Inoltre, il contenimento dei costi che deriva dalla condivisone è potenzialmente in grado di accelerarel’introduzione dei servizi per le SG.Sia nel caso di reti di comunicazione dedicate, che di reti condivise con altri servizi, l’aspetto davalutare attentamente, per garantire l’interoperabilità delle due reti, è quello che riguarda le prestazionie la qualità di servizio. A differenza del caso delle reti elettriche di trasmissione, dove viè una prevalenza di servizi critici, che richiedono al sistema di comunicazione affidabilità e prestazionielevate, nelle reti di distribuzione è prevedibile la convivenza di applicazioni con esigenze diversee mediamente con requisiti di qualità meno stringenti [7]. Pertanto le scelte progettuali etecnologiche devono necessariamente essere guidate dal servizio con i requisiti prestazionali piùstringenti, nel caso di convivenza di più servizi sullo stesso tratto di rete di comunicazione.❑ 4.3.1 Requisiti prestazionaliI parametri prestazionali di interesse per la rete di comunicazione sono principalmente la capacitàdi trasporto di informazioni, espressa in bit al secondo, il ritardo di trasferimento dei dati dalla sorgentealla destinazione finale, e l’affidabilità. In alcuni casi può essere rilevante anche la variazionedi ritardo (jitter). Rispetto a un flusso informativo relativo a un’applicazione, la capacità della retedi comunicazione dipende da quella dei diversi collegamenti attraversati e in particolare da quellocon capacità più bassa, che costituisce il collo di bottiglia per la comunicazione. Quando i collegamentisono condivisi, la capacità disponibile per ciascun flusso risulta variabile a causa del trafficogenerato dalla trasmissione, mediante le stesse risorse di comunicazione delle altre informazioni.Il ritardo di trasferimento ha componenti fisse, legate ai tempi di elaborazione e trasmissione daparte dei nodi di rete e al tempo di propagazione del segnale, e componenti variabili dovute al trafficoche condivide i collegamenti e che può generare congestione di rete.L’affidabilità del sistema di comunicazione dipende direttamente da quella dei suoi collegamenti eapparati di rete, ma più in generale può essere correttamente riferita alla percentuale di temponella quale il sistema è in grado di garantire le prestazioni necessarie al funzionamento di una specificaapplicazione.Nel dettaglio è possibile dividere le applicazioni per le SG in tre classi: monitoraggio, controllo, eprotezione/sicurezza. Le applicazioni di monitoraggio e raccolta dati da sensori di vario tipo postiin rete sono tipicamente quelle meno critiche dal punto di vista della comunicazione, per quel cheriguarda il ritardo di trasferimento e l’affidabilità, ma spesso sono anche quelle che generano lamaggior mole di dati e che impongono vincoli di dimensionamento in termini di capacità complessivadisponibile.Le applicazioni di controllo e regolazione sono più critiche a causa della necessità di comunicazionebidirezionale, ma nella rete di distribuzione tipicamente non vanno oltre requisiti di ritardo dell’ordinedi secondi. Infine, le applicazioni di protezione sono quelle più problematiche dal punto di vistadel ritardo massimo tollerato, di solito dell’ordine delle centinaia di millisecondi, e dell’affidabilità.Tuttavia, anche in questo caso i requisiti sono normalmente meno stringenti che in altre porzioni138

Le reti di comunicazione per le Smart Griddella rete elettrica, a causa della presenza di meccanismi di protezione intrinseca in grado di intervenirequalora si presentassero problemi di collegamento.Nella situazione in cui la rete di comunicazione possa essere dedicata alle applicazioni della reteelettrica, le scelte progettuali sono legate solo alle caratteristiche delle tecnologie disponibili per icollegamenti e al loro costo. Nel caso si consideri l’uso di reti condivise con altri servizi, comequelle fornite dagli operatori di telecomunicazioni, occorre invece tener conto anche dell’interazionetra i diversi flussi di traffico che rende variabili nel tempo le prestazioni e richiede strumenti perla gestione della qualità. Le reti dati basate su IP dispongono ormai di strumenti consolidati perla gestione della qualità che operano sulla classificazione e differenziazione dei flussi di traffico chele attraversano. Ove necessario è possibile utilizzare negli apparati di rete opportuni meccanismiper garantire una capacità minima ai flussi, mediante schemi di suddivisione dinamica delle risorsetrasmissive, e ritardi di trasferimento contenuti anche in caso di congestione, tramite l’utilizzodi priorità. Ovviamente i costi dei servizi di comunicazione offerti dagli operatori dipendonodai livelli di qualità richiesti e questo fornisce utili gradi di libertà nella scelta delle soluzioni migliori,in termini di compromesso tra costi e prestazioni.❑ 4.3.2 Protocolli di controllo e gestioneDal punto di vista dei protocolli che possono supportare l’integrazione della rete di comunicazionecon le reti elettriche, si sottolinea l’uso di protocolli applicativi comuni per consentire lo sviluppoveloce di servizi e apparati interoperabili. Col termine protocollo applicativo si indicano di norma imessaggi e le regole che gestiscono la segnalazione e la comunicazione tra due entità applicative.A seconda della modalità con cui interagiscono i sistemi, si individuano due tipologie di architetture,client-server e peer-to-peer. La modalità client-server si avvale della logica per cui il clientusufruisce di un certo servizio instaurando una connessione col server, che provvede a fornirel’opportuna risposta alla richiesta del client a seguito dello svolgimento di una determinata azione.La comunicazione coinvolge pertanto esclusivamente il client e il server, con quest’ultimo cheeroga un servizio e con il client che lo sfrutta. Il paradigma peer-to-peer invece prevede una gerarchiaparitaria tra i vari soggetti coinvolti nella comunicazione, pertanto i ruoli di client e di servervariano a seconda degli scenari. La comunicazione inoltre può coinvolgere più soggetti secondomodalità di distribuzione multicast o broadcast.L’interfacciamento tra la rete elettrica e la rete dati per gestire tutte le funzioni di protezione, comando,monitoraggio e automazione può essere effettuato sfruttando il protocollo applicativo IEC61850 [20], già impiegato nel mondo elettrico per l’automazione delle stazioni, ma sempre più appoggiatonel divenire protocollo di comunicazione universale all’interno delle SG.Lo standard definisce in particolare il formato dati, gli oggetti e il linguaggio di configurazione perla comunicazione dei vari dispositivi nell’ambito dei sistemi di automazione e controllo per la reteelettrica, realizzando un modello astratto a oggetti che replica in ogni dettaglio i dispositivi e le funzionisvolte nel mondo elettrico reale. Elemento centrale di questo modello è il “Logical Node”, ossiauna classe che rappresenta una funzione particolare del sistema. A tale oggetto sono poi attribuitedelle proprietà specifiche per ogni genere di classe e dei determinati servizi. L’aggregazione di piùLogical Node, in Logical Device, e poi in Server, costituisce l’Intelligent Electronic Device (IED), di-139

Smart Grid. Le reti elettriche di domanispositivo fisico del sistema su cui viene implementato il modello. Il modello virtuale così sviluppatoviene infine tradotto concretamente a livello applicativo nel modello ISO/OSI, in base alle specifichecontenute nelle sezioni 61850-8-1 e 9-x dello standard, le quali definiscono la mappatura delmodello astratto in messaggi GOOSE o MMS.Nelle reti di comunicazioni infatti si parla spesso di architetture protocollari a strati per sottolinearela gerarchia presente fra i diversi protocolli e le funzioni svolte a seconda del livello di appartenenza.Il modello OSI (Open System Interconnection) dell’ISO (International Organization for Standardization)[21] è lo standard preso come riferimento e definisce una pila modulare composta da settelivelli (Figura 4.3), distinti dall’alto in basso in:• strato di applicazione, che fornisce servizi user-end;• strato di presentazione, che stabilisce la sintassi e il formato con cui i dati vengono scambiati;• strato di sessione, che determina la modalità di dialogo (half-duplex o full-duplex) e gestiscele informazioni di sincronizzazione;• strato di trasporto, che fornisce una trasmissione affidabile dei messaggi di livello 7 da estremoad estremo, secondo modalità che tengono conto delle caratteristiche della sottostante rete dicomunicazione;• strato di rete, che sovraintende al trasferimento di informazioni lungo una sequenza di nodi inrete e al controllo della congestione dei pacchetti;• strato di collegamento dati, che svolge la funzione di trasferimento dati privo di errori tra due nodiadiacenti e strato fisico che provvede alla trasmissione dei singoli bit sul mezzo trasmissivo.Figura 4.3 Architetture dei protocolli prevista dallo Standard ISO/OSI e dai messaggi GOOSE e MMS140

Le reti di comunicazione per le Smart GridTale modello stratificato permette anche di omettere alcuni livelli generando così un modello ristrettocostituito solo dai livelli applicativo, data link e fisico.L’architettura che si ottiene seguendo la norma IEC 61850 varia a seconda del tipo di messaggiutilizzati per lo scambio di informazioni.GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) [20][22] è infatti un tipo di messaggio usatoper l’invio rapido di informazioni tra oggetti, basato sul meccanismo publisher/subscriber. Essofornisce un metodo per la trasmissione veloce degli eventi di sottostazione come comandi, allarmie indicazioni, attraverso messaggi broadcast pubblicati sul mezzo di comunicazione e interpretatisolo da alcuni elementi del sistema. I messaggi GOOSE prevedono il passaggio diretto dal livelloapplicativo al livello data link – MAC, per cui vengono tradotti direttamente in un frame Ethernetche viene ripetutamente trasmesso a più destinatari, senza conferma di ricezione.La modalità di distribuzione è pertanto di tipo peer-to-peer multicast con messaggi inviati da unIED e ricevuti da più subscriber; la trasmissione avviene in modo continuativo ad intervalli regolarifino all’evento corrispondente alla pubblicazione di un nuovo dato.MMS (Manufacturing Message Specification) [23] è invece uno standard internazionale (ISO 9506) dicomunicazione di livello applicativo che fornisce un insieme di servizi volti ad agevolare lo scambio intempo reale di dati e informazioni di controllo tra i dispositivi di rete e i sistemi che li interrogano.Gli oggetti e i messaggi definiti da MMS sono sufficientemente generici da essere appropriati peruna gran parte di dispositivi, applicazioni e industrie, pertanto consentono un’elevata interoperabilitàtra dispositivi eterogenei.Lo standard si articola in più sezioni, con la prima, di servizio, che specifica i dispositivi virtuali utilizzabili,i messaggi che i nodi possono scambiarsi in rete e i parametri ad essi associati, e la seconda,protocollare, che illustra la sequenza che i messaggi devono seguire in rete, il formato deimessaggi e l’interazione di MMS con gli altri livelli dello stack OSI.Il principale obiettivo di MMS è definire un meccanismo di comunicazione per dispositivi o applicazioniche garantisca un elevato livello di interoperabilità, pertanto MMS specifica non solo i formatidei messaggi ma anche gli oggetti, i servizi e la procedura di gestione di tali servizi. Inparticolare si definisce un modello di Virtual Manufacturing Device (VMD) in cui vengono specificatisolo gli aspetti visibili di rete di un dispositivo. All’interno di questo modello, MMS rappresental’unica interfaccia di rete, celando i livelli sottostanti; i dispositivi reali vengono inoltre mappati, attraversouna specifica funzione di trasferimento, in oggetti virtuali dotati di specifici attributi, garantendoin questo modo la comunicazione fra elementi diversi.A differenza di GOOSE, il protocollo MMS non si basa su una modalità di distribuzione di tipo peerto-peera livello 2 ma sfrutta i servizi di connettività di TCP/IP, instaurando relazioni di tipo clientservertra i dispositivi in rete, con il client che invia richieste al server e quest’ultimo che forniscele adeguate risposte al primo a seguito dell’esecuzione di opportune azioni.L’adozione dello Standard IEC 61850 come protocollo applicativo comune all’interno dell’intera SGcostituisce il primo passo per rimuovere le barriere che impediscono l’accesso a una pluralità disoggetti in grado di sviluppare applicazioni e servizi in modo competitivo, mentre l’integrazione deiservizi delle SG su piattaforme IP può rendere possibile la prospettiva dell’“Internet of Energy”,nella quale i due più importanti sistemi complessi a diffusione globale convergono per migliorarel’efficienza e l’impatto ambientale della produzione e distribuzione dell’energia.141

Smart Grid. Le reti elettriche di domani4.4. Smart metering e interazioni con gli utenti❑ 4.4.1 Sviluppo dello smart meteringL’evoluzione della rete elettrica verso il paradigma delle SG ha comportato, come primo elementotangibile per l’utente finale, l’introduzione di sistemi di smart metering in grado di migliorare la gestionedelle misure da parte delle utility di distribuzione. I semplici contatori dell’energia installatipresso gli utenti sono diventati “smart meter”, dispositivi intelligenti interfacciati con la rete dati,in grado di dialogare con il centro di raccolta ed elaborazione dati del distributore, al fine di trasmetterele informazioni sui consumi energetici rilevati. Tali sistemi di misura innovativi vengonoclassificati, in base alle funzionalità supportate, in Automatic Meter Reading (AMR) e in AutomatedMetering Management (AMM). Gli smart meter del primo tipo implementano semplici funzioni ditelelettura dei profili di energia assorbita, anche istantaneamente, dagli utenti e dei profili tariffari,lasciando così l’operatività umana ai soli casi di guasto degli apparati e non più alla rilevazionedei consumi. I dispositivi appartenenti al secondo tipo invece supportano una comunicazione bidirezionaleverso le utility di distribuzione e quindi, oltre alle funzioni appena elencate, possonomigliorare e velocizzare i servizi commerciali resi alla clientela in occasione di subentri, morosità,cambi della potenza contrattuale o del piano tariffario, rendere più veloce il passaggio da un fornitoredi energia elettrica a un altro, svolgere anche funzioni di autodiagnostica, segnalamento deiguasti e analisi della qualità nella fornitura di energia elettrica in termini di interruzioni, variazionedi tensione e misura del carico.Entrambi i sistemi consentono all’utility di distribuzione di avere non solo una visione dei consumidi energia elettrica globale o per ogni cliente, ma anche una riduzione dei costi a seguito dell’automaticaacquisizione dei dati e di una più semplice rilevazione dei guasti.L’opportunità di monitorare accuratamente il consumo dell’energia all’interno della rete, grazie aidati forniti dagli smart meter, costituisce infatti per le utility un valido mezzo per esaminare learee in cui l’uso di energia è superiore rispetto alle previsioni; lo smart metering diventa quindi unindispensabile strumento per la rilevazione delle anomalie.In relazione alla GD alcune notevoli sinergie possono inoltre essere ottenute sfruttando l’infrastrutturadi comunicazione degli smart meter per controllare da remoto i generatori.Gli attuali standard di comunicazione per gli smart meter si distinguono principalmente per il mezzodi comunicazione utilizzato, wired o wireless.❑ 4.4.2 Comunicazione WiredIl principale mezzo di comunicazione wired impiegato sulla rete di bassa e media tensione per losmart metering è la Power Line Communication (PLC), che sfrutta, come illustrato nel paragrafo4.2.2, la rete elettrica (essenzialmente BT) già presente per trasportare un segnale ad alta frequenzamodulato con l’informazione da trasmettere. Come definito nella normativa IEC 61334-3-1 [24], tale tecnica di trasmissione utilizza le bande di frequenza da 3 a 148,5 kHz, con la bandadi 3-95 kHz limitata ai distributori di energia elettrica e ai loro utenti e la banda di 95-148,5 kHzriservata invece ai soli utenti. Nella banda di 125-140 kHz viene inoltre richiesto l’uso del proto-142

Le reti di comunicazione per le Smart Gridcollo d’accesso multiplo CSMA, protocollo utilizzato per consentire a diversi sistemi di funzionaresulla stessa rete o su reti collegate elettricamente tra di loro. I segnali trasmessi dai sistemi funzionantiin questa sottobanda devono avere una distribuzione spettrale definita e una durata massimatali da permettere la rilevazione della loro portante da parte di altri dispositivi sulla stessa rete,i quali, in presenza di banda occupata, non possono inviare alcun dato; di conseguenza i dispositiviin attesa di trasmettere devono rendere casuali i loro tentativi di comunicazione in modo daridurre la probabilità di collisioni; inoltre la durata massima di qualsiasi trasmissione deve esserelimitata per consentire l’accesso multiplo al mezzo.Il bit rate massimo raggiungibile con tale tecnologia è di 600 bit/s su rete a bassa tensione (e 1200bit/s su rete a media tensione), mentre la modulazione applicata è la FSK (Frequency Shift Keying)che offre molteplici vantaggi, quali basso costo implementativo, robustezza ed immunità controrumore ed interferenze. Inoltre la qualità di trasmissione è stimabile conoscendo pochi parametridel mezzo trasmissivo.❑ 4.4.3 Comunicazione WirelessLe comunicazioni wireless, come quelle implementabili nelle reti HAN prima descritte, rappresentanoinvece un’alternativa vantaggiosa rispetto alle tecnologie wired per i ridotti costi dell’infrastrutturaa seguito dell’abolizione di opere di cablaggio.L’architettura adottata per realizzare la comunicazione tra smart meter e distributore prevede tendenzialmentela presenza di due tratti distinti di comunicazione, costituiti da una prima porzionetra smart meter e aggregatore, con il compito di collezionare i dati provenienti da più dispositivi,in PLC o wireless M-Bus o ZigBee, e un secondo tratto su rete internet o cellulare per il dialogotra aggregatore e sistema centrale del distributore. L’assenza tuttavia di una standardizzazione univocasull’interfacciamento tra smart meter e reti esterne comporta la presenza di più piattaformee strutture per questi elementi.❑ 4.4.4 Protocolli per la comunicazioneLa lettura automatica da remoto dei contatori è un’opzione solo recentemente adottata; si sonoquindi sviluppate varie soluzioni per realizzare un efficiente sistema di integrazione tra i vari dispositivicoinvolti. Molti sforzi sono stati compiuti per lo sviluppo dei protocolli, ad esempio sullemodalità di trasporto delle informazioni, mentre scarsa attenzione è stata in generale dedicata aimodelli dei dati, ossia a ciò che viene trasportato, ad eccezione dell’area d’identificazione dei datistessi.I primi tentativi di sviluppare sistemi identificativi per la visualizzazione e la lettura sono coincisicon il protocollo IEC 61107, conosciuto anche come “FLAG”, usato sia per lo scambio locale di datisia per quello remoto tramite PSTN e GSM. Esso specifica tre interfacce locali fisiche (ottica, currentloop e V.24/V.28) e un protocollo di trasmissione dati attraverso il quale si leggono e si programmanoi dispositivi, inviando informazioni a una determinata zona di memoria, sfruttandodiverse modalità di comunicazione, sia unidirezionali che bidirezionali, per raggiungere rate variabilitra 300 e 2400 baud.143

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniSuccessivamente è stato sviluppato l’Energy Data Identification System, “EDIS”, pubblicato comeStandard DIN 43863-3. Esso fornisce codici identificativi standard per il dato relativo all’energiamisurata dal contatore, per il suo costruttore, per il mezzo di comunicazione utilizzato e per qualsiasiinformazione rilevata dal dispositivo di misura.4.4.4.1 DLMS/COSEMA partire dal 1996, con la nascita di DLMS/COSEM [25], si è compiuto il passo decisivo per coprirei modelli di dati e i protocolli, fornendo sia un modello di interfaccia, che protocolli di comunicazione,per lo scambio di dati tra dispositivi di misura.Il modello d’interfaccia COSEM, Companion Specification for Energy Metering, basato sullo StandardDLMS, Distribution Line Message Specification, garantisce la possibilità di utilizzare qualsiasitipo di mezzo di comunicazione tra contatori. Esso, infatti, assicura l’interoperabilità attraverso lamessa a disposizione di un modello di dati e protocolli standardizzati e separati, e di un meccanismoper descrivere e negoziare le capacità e le caratteristiche disponibili.Box 4.3 Focus sul protocollo DLMS/COSEMIl modello d’interfaccia COSEM, mediante un approccio orientato agli oggetti, fornisceuna libreria di classi d’interfaccia con cui modellare le funzionalità di qualsiasi contatoree standardizzare i tipi di dati, i meccanismi aggiuntivi e l’accesso ai dati. Tale livello applicativoè basato sullo Standard DLMS, di cui ne costituisce una sua versione estesa, alfine di adattare completamente DLMS alle funzioni richieste dai contatori. I protocolliDLMS/COSEM sono basati sul modello ISO/OSI, offrendo così l’opportunità di adottarequalunque mezzo di comunicazione tra contatori (come PSTN, GSM, Internet, GPRS, PLCo M-Bus).Le comunicazioni tra periferiche che utilizzano classi di interfacciamento COSEM sono basatesul paradigma client/server, in cui è il server ad offrire i servizi. Inoltre DLMS/COSEMdefinisce uno svariato numero di profili di comunicazione in base al mezzo utilizzato, in particolare:• un profilo di livello 3, basato su HDLC (ISO/IEC 13239), connection oriented per lo scambiodi dati su porte locali tramite rete ottica, PSTN, GSM;• un profilo basato su TCP/IP per supportare lo scambio di informazioni su internet oGPRS;• un profilo basato su S-FSK per lo scambio di dati sulla rete elettrica tramite modulazioneS-FSK.DLMS/COSEM risulta pertanto flessibile e applicabile in qualunque scenario che preveda loscambio bidirezionale, locale e remoto tra diversi dispositivi, garantendo l’interoperabilitàgrazie all’uso di strumenti efficienti di gestione dei dati e proprietà autodescrittive.144

Le reti di comunicazione per le Smart Grid4.4.4.2 PRIMEI sistemi PLC precedentemente descritti e implementati nella prima fase di diffusione dei nuovi dispositividi misura, caratterizzati dalle modulazioni BPSK e FSK, permettono la lettura accurata deimeter da remoto, ma costituiscono un limite per lo scambio bidirezionale di informazioni real timerichiesto dalle future applicazioni (e per l’attuazione di un eventuale controllo), a causa del ridottobaud rate medio raggiunto e dei risultanti lunghi periodi necessari ad ottenere i dati richiesti. Di conseguenza,negli ultimi anni, si sono sviluppate soluzioni in grado di supportare i nuovi servizi e le applicazionirichiedenti una maggiore affidabilità e date rate più elevati; ciò grazie alle nuove modalitàcon le quali viene sfruttata la banda CENELEC a disposizione, caratterizzata da condizioni di canalefortemente variabili con la frequenza, il tempo, lo spazio e il tipo di dispositivi connessi in rete.Una prima soluzione affermatasi è PoweRline Intelligent Metering Evolution (PRIME) [26], risultatodella collaborazione di un consorzio multidisciplinare per la creazione di un nuovo standardaperto, capace di fornire un canale di comunicazione economico e robusto alle interferenze, in contestiche richiedono rate trasmissivi nell’ordine delle decine di kbps come nell’ambito dello smartmetering 3 .Per le sue caratteristiche prestazionali e per il fatto di essere una soluzione non proprietaria (e quindiaperta a ogni soggetto nel mercato), PRIME è candidato a diffondersi significativamente nelle reti abassa tensione come tecnologia abilitante l’interoperabilità tra dispositivi quali AMR e AMM. Esso èinfatti in grado di assicurare una comunicazione a basso costo e performante tra gli smart meter egode perciò del supporto di un vasto gruppo di utility, aziende produttrici di misuratori intelligentied altre entità che sostengono il suo sviluppo e la sua penetrazione in tutta Europa.Box 4.4 Focus sul protocollo PRIMEPRIME definisce un’architettura di comunicazione stratificata composta dal livello fisico, dallivello MAC e da un sottolivello di convergenza; in particolare, il livello fisico è progettato pertrasmettere e ricevere dati sulle reti elettriche in modo resistente ai disturbi e al rumore, attraversola modulazione adattativa OFDM con interleaving dei dati e meccanismi di correzioneerrori FEC. In questo modo si è in grado di raggiungere un’elevata efficienza spettralegrazie all’uso di una molteplicità di sottoportanti che limitano le interferenze tramite la loroortogonalità.La tecnologia PRIME impiega le frequenze comprese tra i 3 kHz e i 95 kHz, anche se nellepower line europee le frequenze inferiori ai 40 kHz presentano diverse criticità legate al rumoredi fondo generato dalla somma delle diversi sorgenti di rumore, caratterizzate da potenzarelativamente bassa; pertanto le 96 equispaziate sottoportanti impiegate vengonotrasmesse tra i 42 kHz e gli 89 kHz, usando in modo adattativo uno fra tre differenti schemi3Lo standard PRIME beneficia di queste proprietà in quanto definisce i livelli inferiori del sistema di trasmissione dati narrowbandPLC in banda CENELEC-A, utilizzando la modulazione OFDM.145

Smart Grid. Le reti elettriche di domanidi modulazione digitale (DBPSK, DQPSK, D8PSK). Facoltativamente, ai dati da trasmetterepuò essere anche applicato un codice convoluzionale con rate ½ insieme all’interleavingdei bit, al fine di proteggere maggiormente l’informazione dal fading frequenziale tipico deicanali power line; tale opzione può comunque essere disabilitata dai livelli superiori in presenzadi condizioni di canale sufficientemente buone o in caso di bisogno di thoughput piùelevati. Pertanto, i data rate ottenibili, teoricamente a livello fisico, variano dai 20 kbps ai128,6 kbps, a seconda dello schema di modulazione adottato e della presenza del codiceconvoluzionale.Il livello MAC è invece concepito per fornire funzionalità di accesso al mezzo fisico, allocazionedella banda, gestione delle ritrasmissioni e della sicurezza, e per offrire una comunicazionedi tipo connection oriented master/slave, ottimizzata per scenari di rete in bassatensione. Dal momento che i dispositivi conformi a PRIME usano applicazioni che generanopiccoli burst di traffico con potenziali limiti in termini di ritardo, lo schema d’accesso al canaleè di tipo CSMA/CA con possibilità di riservare periodi di contention-free per certi tipi di traffico.Tutti gli elementi di rete inoltre sono in grado di autoconfigurarsi, rispondendo in questomodo alle variazioni delle condizioni dei canali. La sicurezza viene poi garantita tramite unaflessibile politica di gestione delle chiavi e all’algoritmo AES, con i quali si assicura l’autenticazione,la privatezza e l’integrità dei dati.Infine, il sottolivello di convergenza ha il compito di interfacciare i livelli superiori e le applicazionicon i livelli inferiori precedentemente descritti, rendendo così possibile l’adattamentodei diversi tipi di traffico all’interno delle unità dati MAC attraverso le funzionalitàofferte dagli ulteriori sottostrati SSCS (Service Specific Convergence Sublayer) e CPCS (CommonPart Convergence Sublayer) di cui esso è composto. In particolare, CPCS fornisce uninsieme di servizi generici come la segmentazione dei pacchetti in parti di dimensione inferioree fissa al fine di essere trasferiti dal livello MAC, e il loro riassemblaggio (SAR); SSCSoffre invece servizi specifici per determinati livelli applicativi e provvede a configurare correttamente,solo se richiesti, i servizi del CPCS comune a tutti. Ogni applicazione possiedeil proprio SSCS, anche se tendenzialmente vengono utilizzati il livello di convergenza IP, perfornire un accesso universale all’architettura PRIME, trasportando al suo interno i pacchettiIP, e il livello di convergenza IEC 61334-4-32, per supportare la mappatura di quelle applicazioniche utilizzano questo protocollo connection-less all’interno del livello MAC di PRIME,caratterizzato dall’essere orientato alla connessione.4.4.4.3 G3-PLCUn altro protocollo adottabile per lo smart metering è la tecnologia G3-PLC [28], sviluppata dall’utilityfrancese ERDF [29], Sagemcom e Maxim. Attraverso l’adozione di tecniche avanzate di codificadi canale, G3-PLC è in grado di garantire una robusta, flessibile e performante comunicazioneanche in presenza di interferenze, rumore impulsivo e attenuazione frequenziale, ostacoli tipicidegli scambi informativi basati su power line.146

Le reti di comunicazione per le Smart GridLa tecnologia G3-PLC risulta utile a favorire la gestione, lo scambio dei dati e il controllo dei misuratoriintelligenti grazie alle sue prestazioni (anche se inferiori a PRIME), alla sua compatibilitàcon altri sistemi preesistenti, alla sua sicurezza, all’apertura degli standard usati e alla sua scalabilitàper il supporto degli sviluppi futuri degli smart meter. In questo contesto si collocano l’obiettivodi ERDF di testare 2000 meter con G3-PLC entro il 2013 e il recente accordo con Iberdrola[30], sostenitrice di PRIME, finalizzato a far convergere G3-PLC e PRIME e a sviluppare uno standardaperto per le comunicazioni su PLC; quest’ultimo progetto dimostra la crescente necessità dispecifiche tecniche non proprietarie volte a garantire l’interoperabilità nello smart metering, primopasso per l’attuazione pratica della gestione energetica attiva nelle abitazioni.Box 4.5 Focus sul protocollo G3-PLCCome PRIME, anche la tecnologia G3-PLC ricorre alla modulazione OFDM per servirsi efficientementedella banda tra i 10 kHz e i 150 kHz. Al fine di conseguire un’adeguata comunicazione,in termini di robustezza, flessibilità e data rate, G3-PLC presenta uno stackprotocollare composto da un robusto e performante livello fisico basato su tecnica OFDMcon schemi di modulazione DBPSK (Differential BPSK) e DQPSK (Differential QPSK) per singolaportante; si arrivano così a supportare data rate fino a 33,4 kbps in modalità normalecon 36 sottoportanti in banda CENELEC. In progressione, si trovano poi un livello MAC incentratosulla specifica IEEE 802.15.4, un livello di rete basato su IPv6 e uno strato di adattamentoderivato dal mondo internet e chiamato 6LoWPAN, il cui scopo è consentire labuona interoperabilità tra IPv6 e sottolivello MAC. Infine è presente uno strato di trasporto,che prevede l’utilizzo del protocollo UDP, attraverso cui si svolgono funzioni di trasferimentodi messaggi in modalità non affidabile, connectionless e priva di alcun controllo di congestione,mentre l’affidabilità viene garantita dai livelli sottostanti. In alternativa a UDP, è previstanelle specifiche la possibilità di ricorrere al trasporto affidabile del protocollo TCP, maper il momento tale opzione non viene sfruttata all’interno delle applicazioni per lo smart metering.Il modello di comunicazione di G3-PLC integra perciò in modo nativo un livello di rete e unlivello di trasporto basato sulla suite IP che consente pertanto il supporto a una vastagamma di applicazioni internet e un’elevata flessibilità; l’uso poi del protocollo IPv6 assicurauna continuità del modello nel lungo periodo.Il livello fisico di G3-PLC assicura un data rate minimo effettivo di 20 kbps in modalità normalee la possibilità di isolare particolari frequenze, sia per assicurare la coesistenza e l’interoperabilitàcon altri potenziali sistemi PLC, come quelli basati su modulazione S-FSK inaccordo con lo Standard IEC 61334-5-1, sia per evitare particolari frequenze dedicate adaltre applicazioni o soggette a particolari fenomeni di attenuazione. Il livello data link è invececomposto da un sottolivello basato sulle specifiche IEEE 802.15.4 – 2006 e da un sottolivellodi adattamento basato sulla tecnologia 6LoWPAN. Poiché lo Standard IEEE 802.15.4147

Smart Grid. Le reti elettriche di domanidefinisce il livello fisico e MAC per interconnettere tra loro dispositivi mediante mezzo radioin una Personal Area Network (PAN), G3-PLC utilizza esclusivamente la parte descrittiva delMAC per assicurare la generazione delle unità dati di tale livello, per gestire l’accesso al canale,la segmentazione e il riassemblaggio delle unità, per ottenere informazioni sulla topologiadi rete e consentire una migliore gestione delle connessioni, mentre il livello fisico seguele caratteristiche dei sistemi PLC. Il livello di adattamento 6LoWPAN, acronimo di “ipv6 overLow power Wireless Personal Area Network”, ossia semplici reti di comunicazione a bassocosto basate su IP e caratterizzate da potenza e banda limitate, introduce poi il livello di reteIP alla specifica IEEE 802.15.4, al fine primario di consentire il supporto a reti di tipo meshtramite algoritmi di routing (requisito delle reti PLC) e di garantire la compatibilità a tuttequelle applicazioni basate su IP. Tale sottolivello si occupa inoltre delle procedure di segmentazionee riassemblaggio delle unità per assicurare un elevato grado di affidabilità e di gestionedella sicurezza in termini di controllo degli accessi, autenticazione, confidenzialità eintegrità della comunicazione, ottenuta sia a livello MAC con frame cifrati e decifrati ad ognihop, sia a livello 6LoWPAN mediante l’utilizzo del protocollo EAP PSK, che assicura la protezionegrazie a una chiave pre-condivisa a 128 bit e all’algoritmo di cifratura AES.❑ 4.4.5 Smart metering in ItaliaIn Italia, i contatori intelligenti hanno iniziato a diffondersi grazie al Progetto Telegestore [31], iniziatonel 2001 e conclusosi nel 2005, con il quale Enel si è impegnata a sostituire progressivamentei vecchi contatori elettromeccanici collegati alla rete in bassa tensione, con altrettanti contatori elettronicidi nuova generazione, proponendo così un moderno sistema in grado di monitorare i consumie i parametri di qualità della rete di distribuzione BT. Nonostante i nuovi contatori installatinon siano ancora in grado di fornire graficamente all’utente semplici informazioni sui suoi consumi,essi permettono comunque la raccolta di dati preziosi che possono essere inoltrati ad altre applicazioniesterne. In questo ambito, ad esempio, Google Power Meter [32] e Microsoft Hohm [33]sono software che si prefiggono di fornire all’utente una migliore rappresentazione dei suoi consumi,consultabile ovunque on-line sfruttando l’internet experience tanto apprezzata attualmentedall’utenza.Il Progetto Telegestore costituisce dunque un significativo passo avanti nell’affermazione delle SG esoprattutto nell’avvicinamento dell’utente alla tematica della gestione attiva della rete; resa possibile,questa, grazie a comportamenti più virtuosi in termini energetici, a seguito della maggiore consapevolezzadei consumi e del diverso costo energetico dei singoli apparati durante il loro utilizzo.L’architettura implementata da Enel Distribuzione risulta essere costituita, come illustrato in Figura4.4 da:• il contatore elettronico, finalizzato alla misurazione del consumo dell’energia elettrica, alla comunicazioneda remoto dei dati relativi alla lettura e alla gestione a distanza degli utenti;• il concentratore, installato in ciascuna Cabina Secondaria di Enel Distribuzione e incaricato diraccogliere i dati registrati dai contatori ad esso collegati;148

Le reti di comunicazione per le Smart Grid• il sistema di acquisizione centrale, che raccoglie e invia i dati a tutti i concentratori e gestisceil sistema.Infine è presente una centrale operativa che gestisce l’acquisizione dei dati di misura e le operazionidi natura contrattuale. All’interno del Progetto Telegestore, i contatori monofase e trifasemisurano l’energia attiva in accordo con la normativa CEI EN 61036 e quella reattiva in accordocon la CEI EN 61268.Essi comunicano poi con il concentratore posto nella Cabina Secondaria tramite PLC su bassa tensione,come precedentemente illustrato, a 2400/3200 bps, utilizzando due frequenze, 86 kHz e 75kHz, così da poter passare da una all’altra in caso di disturbi. I concentratori scambiano invece informazionicon i sistemi di acquisizione centrali tramite la rete GSM (9600 bps). Tale scelta portaa diversi vantaggi:• disponibilità immediata della copertura di rete su una percentuale elevata del territorio e dellapopolazione, sia per quanto riguarda la prima tratta (poiché la comunicazione tramite PLC nonprevede la costruzione di una nuova infrastruttura dedicata al trasporto delle informazioni essendola rete elettrica già presente capillarmente), sia per la seconda porzione (in virtù dell’estesacopertura del segnale GSM);• garanzia di più operatori di telecomunicazioni a cui rivolgersi per la fornitura del servizio di trasportodati nella seconda tratta del sistema, con notevoli risparmi derivanti da un mercato caratterizzatoda una forte concorrenza;• responsabilità della manutenzione della rete degli operatori stessi, cui si associa di conseguenzal’assenza di costi di gestione della rete;• standardizzazione europea (GSM) con interfacciamento univoco.Figura 4.4 Architettura del sistema Telegestore di Enel149

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniRiguardo ai protocolli di comunicazione per lo scambio di informazioni tra smart meter, il progettoTelegestore prevede l’implementazione di due distinti standard su PLC, che differiscono nei livellifisici e MAC, mentre condividono lo stesso livello applicativo che assicura così un’adeguata trasparenza:l’ISO/IEC 14908 e il SITRED.In una prima fase, Enel ha dotato 23 milioni di contatori elettronici della tecnologia Echelon basatasulla suite protocollare LonWorks/LonTalk, soluzione sviluppata dalla stessa azienda Echelone divenuta successivamente Standard ISO/IEC 14908 [34]. Tale protocollo può essere utilizzatosu diversi mezzi fisici come rete elettrica, tunnel internet e fibra ottica.Successivamente, Enel ha adottato dispositivi basati sul protocollo SITRED [36], sviluppato daEnel stessa e organizzato nei livelli fisici, data link e applicativo della pila ISO/OSI.I dispositivi in Italia appartenenti a questa categoria sono circa 12 milioni e le funzionalità garantitedalle due tipologie di apparecchi sono di fatto le medesime; tra queste ricordiamo la possibilitàdi effettuare teleletture, di adottare politiche di pricing dinamiche, di disconnettere ericonnettere i dispositivi da remoto, di sincronizzare gli orologi dei nodi, di realizzare aggiornamentidel firmware, di gestire la morosità e di prevenire e individuare eventuali frodi.Oltre che per le tecnologie adottate, le due tipologie di contatori si differenziano anche per lamaggiore velocità di trasmissione dati di LonWorks/LonTalk rispetto a SITRED e per il fatto chel’utilizzo di frequenze più elevate da parte della tecnologia di Echelon impedisce la comunicazioneattraverso i trasformatori MT/BT; per questo sono stati installati concentratori presso le Cabine Secondarie.Al contrario, il protocollo SITRED permette di raggiungere i dispositivi remoti direttamentedalle Cabine Primarie, passando anche attraverso i trasformatori MT/BT [37]. A ciò siaggiunge l’incompatibilità tra le due tecnologie, fattore che potrebbe comprometterne l’affermazionesul mercato globale, orientato sempre più su soluzioni non proprietarie e basate su tecnichedi modulazione OFDM, in grado di assicurare maggior velocità di trasferimento dei dati.4.4.5.1 Meters and MorePer risolvere il problema relativo alla proprietà, Enel ha annunciato recentemente l’apertura almercato della sua tecnologia SITRED, fondando, insieme ad Endesa Distribuciòn, l’associazione internazionaleno profit Meters and More [38]. Scopo dell’attività è promuovere l’applicazione dell’omonimoprotocollo di comunicazione di nuova generazione di PLC all’interno dei dispositivi dimisura in tutta Europa e curare gli ulteriori sviluppi delle specifiche. All’interno di Meters and Moreè previsto anche il coinvolgimento di altri partner come istituti di ricerca e università, al fine di favorirela standardizzazione delle tecniche di comunicazione dei sistemi intelligenti di misurazionee controllo dei consumi a livello europeo, come stabilito dal Mandato 441 della Commissione Europea[39] [38].Meters and More sfrutta l’esperienza maturata da Enel con il Progetto Telegestore con l’obiettivodi effettuare un’efficace definizione e regolamentazione della comunicazione tramite PLC tra smartmeter e concentratore, tra concentratore e smart metering management system, tra smart metere dispositivi portatili per operazioni locali e di manutenzione, e tra smart meter e i dispositivi degliutenti finali. All’interno di quest’ultimo caso, finalizzato a rendere possibile l’interazione e la visionedi vari tipi di informazioni all’utente, è prevista inoltre la possibilità di collegare le due unità150

Le reti di comunicazione per le Smart Gridattraverso un’interfaccia ottica locale, al fine di poter operare sia sullo smart meter direttamenteconnesso, sia con altri smart meter interni alla rete PLC per interventi remoti.Una prima diffusione di smart meter basati su questa tecnologia è iniziata grazie ad Endesa, chenel 2010 ha avviato una campagna su larga scala per l’installazione di tali dispositivi presso tuttii suoi clienti in territorio spagnolo, attuando in questo modo la terza fase del Progetto Telegestore.L’operazione, il cui termine è previsto non prima del 2015, coinvolgerà la totalità dei contatorinella titolarità di Endesa, ossia circa 13 milioni.Box 4.6 Focus sui protocolli del progetto TelegestoreISO/IEC 14908Il protocollo ISO/IEC 14908 si articola su cinque distinti livelli. Il livello fisico non viene definitodallo Standard ISO/IEC 14908 ma spesso viene implementata la soluzione sviluppatada Echelon, che ricorre a una modulazione BPSK in banda CENELEC A o C, raggiungendorispettivamente data rate di 3,6 kbps e 5,4 kbps. A livello MAC, LonWorks/LonTalk svolgefunzioni di sincronizzazione di frame, di rilevazione/prevenzione delle collisioni e gestionedelle priorità, mentre il livello di rete fornisce servizi di distribuzione dati Unicast, Multicast,Broadcast e unacknowledged.Il livello di trasporto assicura connessioni con riscontro Multicast e Unicast o ripetute senzariscontro Multicast e Unicast; il livello di sessione offre invece servizi di richieste-risposte chefacilitano la comunicazione tra applicazioni in modo simile a una procedura di chiamata, mentrei livelli di presentazione e applicativo sono raggruppati in un unico livello che fornisce messaggiper la gestione e la diagnostica della rete e per il passaggio di messaggi generici.SITREDA livello fisico il protocollo SITRED sfrutta la modulazione FSK in banda CENELEC A, in modosimile alla descrizione contenuta nella specifica IEC 61334-5-2, per offrire una comunicazioneaffidabile lungo tutta la rete con data rate variabili tra 1,2 kbps a 2,4 kbps; a livellodata link invece, esso implementa procedure d’accesso di tipo master-slave ed è conformealla specifica IEC 61334-4-33. Il livello applicativo proprietario possiede invece tutte le funzionalitànecessarie a permettere lo scambio di messaggi tra i nodi in rete e attua alcunefunzioni di network management (auto-discovery dei dispositivi e auto-configurazione dellarete) e gestione della sicurezza dei dati, supportando servizi di autenticazione e cifratura.Meters and MoreNel regolare la comunicazione basata su PLC, la tecnologia Meters and More definisce i livellifisico, data link e applicativo della stack OSI, mentre non sono previsti i livelli di rete edi trasporto. Il livello fisico sfrutta un canale di comunicazione centrato sulla frequenza di86 kHz, supporta la stima del rapporto segnale-rumore (SNR) e lo schema di modulazione151

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniBPSK con bit rate raggiungibile di 4,8 kbps e fornisce tre primitive di servizio per permettereal sottolivello MAC di ricevere e trasmettere il relativo payload. Il livello data link è invececomposto dai due sottolivelli MAC e Logical Link Control (LLC); il primo fornisce serviziconnectionless end-to-end tra un nodo master e tutti i nodi slave della rete PLC visto chele comunicazioni all’interno dell’infrastruttura PLC seguono la logica master-slave dove tuttele comunicazioni vengono iniziate dal dispositivo master; inoltre tale sottolivello si occupadella gestione dei timer nei nodi, delle ripetizioni nei casi di rete occupata, delle notifichedegli eventi e dell’individuazione degli errori nei vari frame. LLC è invece basato sullo StandardIEC 61334-4-32 ed esegue procedure di scambio end-to-end per garantire un correttoaccesso al mezzo, al fine di evitare ogni possibile collisione in rete; oltre a ciò, esso gestiscelo scambio di messaggi segnalanti la disponibilità della rete ad accogliere i messaggi datrasmettere e l’indicazione del tipo di algoritmo di cifratura. I messaggi applicativi contenutinel payload LLC vengono infatti protetti tramite gli algoritmi AES-ECB, che cifrano blocchidi 128 bit con chiave a 128 bit, e AES-CTR, che codificano stream di dati utilizzando chiavia 128 bit.Infine, il livello applicativo definisce i messaggi per la comunicazione tra concentratore esmart meter o dispositivi utente; attraverso questi messaggi si possono implementare funzionalitàdi gestione della rete, scambio di dati per consentire la loro lettura in modalità autenticatao meno, download di software per l’aggiornamento dei dispositivi di rete,l’esecuzione di speciali comandi per consentire al concentratore di effettuare particolari operazionisu uno specifico dispositivo in rete e la gestione dei meccanismi di sicurezza.I sistemi Meters and More permettono dunque un uso efficiente del canale, minimizzandola quantità di dati scambiati durante le procedure di configurazione della rete e assicurandoal contempo i requisiti in termini di efficienza con un elevato livello di sicurezza.Bibliografia[1] SmartGrids – European Technology Platform for the Electricity Network of the Future, “StrategicDeployment Document”, Aprile 2010, http://www.smartgrids.eu[2] U.S. Department of Energy, “The Smart Grid: an Introduction”, 2008,http://www.oe.energy.gov/SmartGridIntroduction.htm[3] S. M. Amin, B.F. Wollenberg, “Toward a Smart Grid”, IEEE Power & Energy Magazine, Settembre/Ottobre2005, pp. 34-41.[4] C.H. Hauser, D.E. Bakken, A. Bose, “A Failure to Communicate: Next Generation CommunicationRequirements, Technologies and Architectures for the Electric Power Grid”, IEEE Power& Energy Magazine, Marzo/Aprile 2005, pp. 47-55.152

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Smart Grid. Le reti elettriche di domani[28] G3-PLC, http://www.maxim-ic.com/products/powerline/g3-plc/[29] ERDF, http://www.erdfdistribution.fr/[30] Accordo ERDF-Iberdrola, http://www.metering.com/Iberdrola/ERDF/common/interoperable/PLC/open/telecommunications/standard/smart/metering[31] Progetto Telegestore, http://www.enel.it/it_IT/reti/enel_distribuzione/qualita/progetti_contatore_elettronico/telegestore.aspx[32] Google Power Meter, http://www.google.com/powermeter/[33] Microsoft Hohm, http://www.microsoft-hohm.com/[34] IEC 14908 Open data communication in building automation, controls and building management- Control Network Protocol, International Electrotechnical Commission Std.[35] Echelon, http://www.echelon.com[36] E. Comellini, R. Gargiuli, C. Mirra, P. Mirandola, and M. Pioli, “ENEL standardised telecontrolsystem for MV distribution network automation,” in Electricity Distribution, 1989. CIRED 1989.10th International Conference on, May 1989, pp. 341–345 vol.4.[37] K. De Craemer, G. Deconinck, “Analysis of State-of-the-art Smart Metering CommunicationStandards”.[38] Meters and More, http://www.metersandmore.eu[39] Mandato di standardizzazione M/441 della Commissione Europea, http://www.openmeter.com/documents/m441en.pdf154

Capitolo 5Realizzazioni in corsodi Michele De Nigris

Smart Grid. Le reti elettriche di domani5.1 GeneralitàSulla base di quanto anticipato nel Capitolo 3, oggi si assiste dunque a un crescente numero diprogetti dedicati alle SG che ne trattano in maniera diversificata e capillare le diverse problematiche.Si spazia, in particolare, da attività che promuovono, a tutti i livelli, lo sviluppo della reteverso standard più evoluti attraverso la cooperazione e la condivisione delle risorse di ricerca, aprogetti sperimentali di implementazione e integrazione di particolari tipologie di impianti da fonterinnovabile all’interno del sistema elettrico, a programmi per la diffusione dello smart metering edi una maggiore efficienza energetica.Le iniziative hanno estensioni tra loro molto differenti: alcune coinvolgono soggetti dell’industria,operatori e istituti di ricerca a livello globale; altre sono invece più circoscritte ed estesesolo a un ambito nazionale. Mentre la prima tipologia di progetti favorisce l’affermarsi di visioniinternazionali e unificate di SG, la diffusione della seconda incoraggia l’individuazione di soluzionispecifiche per il sistema elettrico del Paese interessato dall’attività di ricerca. Particolareattenzione meritano poi i numerosi progetti finanziati dall’Unione Europea, che, avendo uncampo di azione internazionale (coinvolgendo di fatto più Paesi), mirano allo sviluppo sinergicodel sistema elettrico europeo tramite il coordinamento degli sforzi dei diversi Stati membri.Nel seguito del capitolo verranno quindi illustrate alcune delle principali iniziative riguardanti leSG, senza pretese di esaustività, secondo un ordine logico che va a focalizzarsi progressivamentesul nostro contesto nazionale. Si partirà quindi dalle iniziative a più ampio respiro internazionale,in particolare la GridWise Alliance e l’International Smart Grid Action Network, per poianalizzare i progetti internazionali attivi esterni all’Europa. Circa le iniziative extraeuropee vaprecisato che la panoramica è molto diversificata in ragione del diverso livello di evoluzione tecnologicadei vari sistemi elettrici, dei vari livelli di liberalizzazione dei mercati e delle diverse realtàsocio-energetiche.Si dettaglierà la situazione dell’America del Nord, quale sede di numerosi progetti di interesse(come, per citarne alcuni, quello organizzato dall’Ontario Energy Board oppure l’attività svolta, inUSA, per l’individuazione delle Competitive Renewable Energy Zones). Si presenterà poi il caso dell’Americadel Sud che, attraverso il Latin American Smart Grid Forum, si sta impegnando a svilupparein tempi rapidi i propri sistemi elettrici.Si passerà quindi a illustrare i progetti in corso in Estremo Oriente e in Australia, dove le SG trovanoampio interessamento da parte della comunità scientifica e industriale, seppur con sfumaturedifferenti: mentre in Giappone, ad esempio, le SG sono pensate per supportare l’introduzionedi ingenti quantità di generazione fotovoltaica, in Cina, dove il fabbisogno energetico è molto elevato,esse vengono frequentemente interpretate quali tecnologia abilitante all’utilizzo dell’altissimatensione in corrente continua ed alternata (SuperGrid).Successivamente, stringendo l’attenzione verso il panorama europeo, si passeranno prima in rassegnale alleanze nel campo degli istituti di ricerca (la European Energy Research Alliance e il Jointresearch Programme Smart Grids) e, in seguito, le iniziative che vedono il diretto coinvolgimentodei DSO (Distribution System Operators) e TSO (Transmission System Operators) europei, comel’European Electricity Grid Initiative e il R&D Plan di ENTSO-E.156

Realizzazioni in corsoSi affronteranno quindi diffusamente i progetti inerenti alle SG promossi e finanziati da parte dellaCommissione Europea, cominciando perciò da DISPOWER e EU-DEEP, progetti atti a incentivarel’ingresso della GD all’interno del sistema elettrico europeo, per passare poi a FENIX che, sempreincentrato sull’aumento della GD nelle reti elettriche, è però rivolto allo sviluppo di un nuovo approccioaggregato di risorse di generazione, definito Virtual Power Plant, per arrivare infine a METAPV e a TWENTIES, focalizzati rispettivamente alla risorsa fotovoltaica ed eolica.Sempre finanziati dalla Commissione Europea sono i progetti come Smart-A, Beywatch oppureDEHEMS, rivolti all’aumento dell’efficienza energetica dei dispositivi dell’utente finale, alla gestionedei loro consumi e alla loro integrazione nei sistemi di controllo del gestore di rete. Altre iniziativesi occupano invece, ad esempio, della diffusione degli smart meter all’interno delle reti di distribuzione(progetto Open Meter), dell’implementazione dell’Active Demand per gli utenti (ADDRESS)e dell’unificazione e standardizzazione nell’ambito SG (Network DER-LAB).Numerosi sono anche i progetti nazionali finanziati dai diversi Paesi europei, come il programmaE-Energy tedesco (che raggruppa sei sottoprogetti su differenti tematiche d’interesse sulle SG),oppure lo Smart City Malaga che mira a rivoluzionare il sistema elettrico di Malaga favorendonel’evoluzione verso le SG.Si giunge infine al panorama italiano, dando ampio spazio alla Ricerca di Sistema finanziata attraversoaccordi di programma tra gli operatori di ricerca nazionali e il ministero dello Sviluppo Economico,per poi soffermarsi sul progetto Energy@Home coordinato da Enel Distribuzione earrivare, infine, all’iniziativa Milano Wi-Power, che coinvolge specificatamente la regione Lombardia;di questa si fornisce però solo una breve introduzione, in quanto trattata estensivamente nelCapitolo 6.5.2 Il contesto internazionaleUna delle prime iniziative di carattere globale in ambito SG è stata, nel 2003, la fondazione dellaGridwise Alliance [1]: un’organizzazione che rappresenta tutta la filiera elettrica e comprendequindi un’ampia varietà di stakeholder (operatori elettrici, regolatori, ricercatori, costruttori, politici,ecc.). Data la sua capillarità, GridWise Alliance raccoglie un’estesa articolazione di prospettive,ed essendo un’organizzazione basata sul consenso favorisce il raggiungimento di risoluzioni particolarmentesignificative.La missione fondamentale di GridWise Alliance è contribuire allo sviluppo di una rete elettrica coerentecon un sistema energetico sostenibile. Questa missione si articola nei seguenti obiettivi:• aggregazione; raggiungere un’adeguata rappresentatività dei membri rispetto all’intera filieraelettrica e in termini di varietà dei soggetti;• collaborazione; partecipare attivamente – ad esempio attraverso gruppi di lavoro, supporto direlazioni con ulteriori stakeholder –, promuovere un’ampia diffusione e la collaborazione conorganizzazioni complementari;• formazione; fornire materiale sulle varie tematiche SG, stabilire e mantenere una leadershipcome risorsa sulle SG tramite sforzi di comunicazione, sviluppare criteri di valutazione delle SGper legislatori, regolatori e media;157

Smart Grid. Le reti elettriche di domani• policy; influenzare la vision per le SG attraverso adeguate politiche a livello federale, statale elocale ed influenzare l’interpretazione delle agenzie su tali politiche.GridWise Alliance si inserisce nel più ampio contesto del GridWise Global Forum, che raduna associazionisimili di diverse regioni del mondo (ad esempio Smart Grids India, Japan Smart CommunityAlliance, Korean Smart Grids Association, Smart Grids Australia, Smart Grids Ireland, SmartGrids Canada, ecc.)Lanciato più recentemente della GridWise Alliance, il progetto internazionale ISGAN (InternationalSmart Grid Action Network) [2] vede l’Italia in prima fila con un impegno concreto sia in fasedi sviluppo del progetto, sia nella sua concettualizzazione e promozione. L’ISGAN, presentato il 19-20 luglio 2010 a Washington in occasione del “Clean Energy Ministerial” (che ha visto riuniti ministrie stakeholder di oltre 20 Paesi per collaborare su politiche e programmi volti ad accelerarela transizione a tecnologie per un’energia pulita), è basato sul documento di Technology ActionPlan for Smart Grids, approvato nel corso della riunione G8 di Copenaghen nel dicembre 2009.A Luglio 2010 i governi partecipanti includevano Australia, Belgio, Canada, Cina, Commissione Europea,Corea, Francia, Giappone, India, Italia, Messico, Norvegia, Regno Unito, Russia, Stati Uniti,Svezia.Il progetto, che ha come soci promotori i governi di Italia, Stati Uniti e Corea, si propone come unnuovo Implementing Agreement in ambito IEA (Agenzia Internazionale per l’Energia), finalizzatoa supportare un’efficace cooperazione internazionale nella promozione, sviluppo e implementazionedelle SG, e facilitare la condivisione di conoscenze, l’assistenza tecnica, i processi di valutazionee, ove opportuno, il coordinamento dei progetti. Si prevede che il lancio ufficiale dell’iniziativasia annunciato nel corso del secondo Clean Energy Ministerial di Abu Dhabi nell’aprile del 2011.ISGAN intende sponsorizzare attività sulle SG nelle seguenti cinque aree:• aspetti politici, regolatori e finanziari;• politiche di standardizzazione;• ricerca, sviluppo e dimostrazione di tecnologie pre-competitive;• conoscenze e competenze;• coinvolgimento degli utenti e utilizzatori delle SG a tutti i livelli.Nella sua prima fase di sviluppo, il progetto prevede i quattro filoni di attività descritti di seguito:• la realizzazione di un inventario internazionale delle iniziative di SG, con l’obiettivo di riunire inun portale, con accessibilità differenziata per tipologie di utenti: informazioni sui programmi,le iniziative, le politiche di incentivazione, i business case, gli esempi virtuosi di regolazioneche favoriscano lo sviluppo e la diffusione delle tecnologie di SG;• la raccolta e l’analisi di casi di studio di particolare interesse nell’implementazione delle tecnologiedi SG, finalizzate alla comprensione dell’influenza dei diversi contesti (strutturale, regolatorio,ambientale, legislativo, ecc.) e delle iniziative di stakeholder (operatori di rete, costruttorielettromeccanici ed elettronici, operatori energetici, ecc.) sul successo o sul fallimento di iniziativedi deployment delle tecnologie di SG;• la messa a punto di metodologie e strumenti per la quantificazione dei costi e dei benefici dell’implementazionedelle tecnologie avanzate di rete in diversi contesti; in particolare, a partire158

Realizzazioni in corsodagli scenari di sviluppo dei sistemi energetici ed elettrici messi a punto dall’IEA si intende sviluppare,validare e applicare strumenti atti alla valutazione dei costi di applicazione delle tecnologieSG e del loro costo in un’ottica multi-criterio (costi economici e finanziari, ambientali,sociali, ecc.);• la stesura di materiale esplicativo e divulgativo sull’impatto delle SG, dedicato all’informazionee alla sensibilizzazione dei decisori dei diversi Paesi (politici, amministratori, regolatori, imprenditori,consumatori) sui potenziali vantaggi dell’applicazione delle tecnologie SG nei diversi ambitidi responsabilità.In riferimento alla riduzione dell’impatto ambientale dovuto allo sfruttamento delle fonti energetiche,nel marzo 2009 è stato fondato il Major Economies Forum on Energy and Climate (MEF) [3].Esso include 17 tra le maggiori potenze economiche a livello globale: Australia, Brasile, Canada,Cina, Unione Europea, Francia, Germania, India, Indonesia, Italia, Giappone, Corea, Messico, Russia,Sud Africa, Regno Unito e Stati Uniti.Obiettivo del MEF è promuovere iniziative concrete e collaborazioni atte a incoraggiare lo sfruttamentodi fonti di energia rinnovabili e, conseguentemente, la riduzione delle emissioni di gasserra. Degno di nota è il fatto che esso ha indicato le SG come una delle dieci aree tecnologicheprioritarie su cui i partner del progetto sono chiamati a collaborare nell’ottica di favorire lamigrazione verso un’economia più sostenibile. Un’analisi approfondita delle possibili barriere allosviluppo delle SG, così come individuate da questo gruppo di lavoro, è stata presentata nel paragrafo1.4.4.Passando invece alle iniziative nazionali al di fuori dell’Europa, è possibile osservare come il panoramadei progetti ad oggi esistenti risulti molto diversificato, in special modo in ragione del diversolivello di evoluzione tecnologica dei vari sistemi elettrici, dei vari livelli di liberalizzazione dei mercatie delle diverse realtà socio-energetiche.❑ 5.2.1 Iniziative in America del NordIl Nord America è una delle aree più attive a livello mondiale per quanto concerne il numero di iniziativecon oggetto le SG. I motivi di una così fervida operosità in tale ambito sono da ricercarsisia nel buon livello di sviluppo tecnologico che caratterizza i Paesi del Nord America, sia nelle marcateesigenze prestazionali necessarie ai loro sistemi elettrici, al fine di garantire l’affidabilità dellafornitura rispetto ai crescenti fabbisogni energetici.Più in dettaglio, si segnala in Canada (Ontario) una significativa attività relativa alle SG, promossadall’Ontario Energy Board (OEB) [4], che è già in fase di attuazione e costituisce un buon esempiodi “smart grid city”.Le proiezioni sull’implementazione delle infrastrutture SG all’interno del sistema elettrico del Canadaindicano lo stanziamento di 238 miliardi di CAD (dollari canadesi) entro il 2030. Sono inoltregià stati allocati 200 milioni di CAD per i prossimi cinque anni per la dimostrazione di tecnologiepromettenti per le SG.Il contesto più interessante, dove molte società/governi si sono attivati nel settore delle SG, è sicuramenteperò quello degli Stati Uniti, anche grazie, come risaputo, all’allocazione di 4,5 miliardi159

Smart Grid. Le reti elettriche di domanidi dollari per la modernizzazione della rete elettrica forniti dall’American Recovery and ReinvestmentAct, e agli ulteriori 7,25 miliardi di dollari di prestiti per progetti sulle infrastrutture di trasmissione.I programmi Smart Grid Investment Grant hanno poi allocato 3,3 miliardi di dollari peruna rapida integrazione di tecnologie consolidate nelle attuali infrastrutture di rete.Nel settore delle SG, grande importanza ha avuto sicuramente l’adozione, nelle legislazioni deidiversi Stati, dei “Renewable Portfolio Standards” che richiedono la produzione di energia dafonti rinnovabili, e il lavoro svolto dalle agenzie federali e statali per l’identificazione delle “CompetitiveRenewable Energy Zones” in regioni ad alta densità di rinnovabili. Molte iniziative disperimentazione, dimostrazione e deployment di contatori elettronici sono attualmente in corso(la Figura 5.1 ne illustra la numerosità). Infine, il governo statunitense ha recentemente manifestatoil proprio interesse per iniziative legate al Demand Response.Figura 5.1 Rappresentazione delle iniziative in corso nel settore delle Smart Grid negli Stati Uniti (AMI: AdvancedMetering Infrastructure; AMR: Automatic Meter Reading)❑ 5.2.2 Iniziative in America LatinaL’America Latina presenta sistemi elettrici meno evoluti rispetto all’America del Nord, ma non perquesto l’evoluzione verso le SG è meno interessante o meno utile; vi si hanno infatti forti esigenzedi sostegno delle economie emergenti, con tassi di sviluppo molto superiori a quelli dei Paesi giàfortemente industrializzati, piuttosto che esigenze di minimizzazione dei costi per la manutenzionedei sistemi elettrici, in Paesi le cui condizioni economiche non sono così solide da poter supportareun forte (costoso) sviluppo delle reti. Per rispondere a tali esigenze è stato creato il forum permanenteLatin American Smart Grid Forum.La maggior parte dei progetti sulle SG sono progetti pilota di smart metering con particolare attenzionealla riduzione delle perdite non tecniche d’energia. Di particolare importanza è la recenteiniziativa ONU-CEPAL (Commissione Economica per l’America Latina ed i Carabi) che ha lanciato,grazie al contributo della Cooperazione Italiana e al supporto tecnico di RSE – Milano, un surveyregionale sulle SG. La prima fase del progetto si è conclusa con la conferenza regionale sulle SG160

Realizzazioni in corsoin America Latina, che si è tenuta a Santiago del Cile il 12 e 13 ottobre 2010, nella quale sono staticonsiderati come casi di test il Cile, l’Uruguay e il Brasile. Lo studio proseguirà su altri Paesi delCentro America e dei Caraibi nel corso del 2011 e porterà alla definizione di un grande progettopilota, per dimostrare anche nel contesto latino americano la valenza tecnica, economica e ambientaledelle reti intelligenti.Le tecnologie SG sono considerate di potenziale interesse per l’America Latina grazie alla rilevanzadei seguenti aspetti: aumento della domanda d’energia a fronte dell’inadeguatezza della capacitàdi rete; livello significativo di perdite non tecniche d’energia; invecchiamento delle strutture di trasmissionee distribuzione; maggiori requisiti di affidabilità e qualità dell’energia; limitato sviluppodi nuove infrastrutture di rete; insufficienza di risorse per sviluppi infrastrutturali; aumento dellapressione per la riduzione di gas serra.Circa il test bed in fase di sviluppo nel sistema elettrico del Brasile, quattro grosse utility (Eletropaulo,Celg, Cemig e Copel) stanno lavorando su progetti pilota di contatori intelligenti.Il regolatore brasiliano (ANEEL) ha autorizzato il metering elettronico e approvato una risoluzioneche stabilisce le condizioni di utilizzo delle infrastrutture di distribuzione per la comunicazione PLC(Power Line Carrier), che dovrebbe favorire lo sviluppo di tecnologie SG. Sono in corso anche sperimentazioniin alcune installazioni pilota sempre su aspetti di metering e di tecnologie di comunicazione.In termini più generali, va segnalato il progetto Luz para todos [5], un programma nazionaleiniziato nel 2003 allo scopo di portare l’energia elettrica a più di 10 milioni di persone in contestirurali. Le famiglie non raggiunte dall’energia elettrica erano localizzate prevalentementein zone con bassi indici di sviluppo e reddito familiare. L’obiettivo del governo in tale ambitoera di utilizzare l’energia elettrica come vettore di sviluppo economico e sociale di queste comunitàe, grazie all’introduzione dell’elettricità, di poter integrare programmi sociali, come adesempio l’accesso ai servizi sanitari, all’istruzione, all’approvvigionamento idrico, ecc.Obiettivi simili sono perseguiti dai progetti implementati nel sistema elettrico del Cile, che prevedonola creazione di un sistema di smart metering per 65.000 utenti e il lancio di un piano per rendereSantiago una smart city in 20 anni. Lo sviluppo e l’implementazione delle SG in Cile è in parteostacolato dalle condizioni regolatorie e di mercato, che rendono difficile l’implementazione di unbusiness case. Infatti la regolazione non prevede alcun incentivo per la connessione alla rete diGD, né per impianti alimentati da FER, non favorisce il miglioramento della qualità della forniturae, prevedendo la possibilità che gli utilizzatori siano proprietari del contatore, ostacola l’adozionedi contatori avanzati.Infine, circa il terzo test bed considerato nella sopracitata conferenza regionale sulle SG, l’Uruguaypresenta un operatore elettrico unico, pubblico e verticalmente integrato: UTE. Le attivitàsvolte nel settore delle SG sono numerose e articolate, anche se spesso non catalogatesotto questo nome: infatti, si stanno implementando sviluppi interessanti nel settore dell’osservabilitàdella rete di distribuzione (sviluppo di SCADA avanzati, anche su base GIS), dell’automazionedi rete, integrazione di generatori basati su fonti rinnovabili (in particolare eolica) eautomatizzazione della lettura dei contatori finalizzata alla riduzione del livello di perdite nontecniche.161

Smart Grid. Le reti elettriche di domani❑ 5.2.3 Iniziative in Oceania e in AsiaRelativamente all’area pacifico-asiatica si registra invece un crescente interesse verso le SG, in ragionedi una maggiore attenzione verso tecnologie che concorrano a una più elevata efficienzaenergetica e minori emissioni.Le tecnologie SG hanno creato un notevole interesse di mercato e i governi vi stanno investendogrossi capitali. Si osservano fondamentalmente due approcci: Corea del Sud, Giappone e Cinahanno piani di sviluppo di sistemi SG su scala nazionale, mentre Australia, India e Indonesia sonopiù interessate a incrementare l’efficienza delle reti esistenti e a programmi su piccola scala.In particolare, in Australia il governo ha promesso 100 milioni di dollari australiani (AUD) per il progettodimostrativo commerciale Smart Grid, Smart City [6], primo nel suo genere in tale Paese.La crescente attenzione dell’Australia per un futuro più sostenibile sta spingendo l’industria e il governoa supportare ricerche sullo smart metering, sull’integrazione delle rinnovabili e sull’aumentodell’efficienza energetica. L’interesse dell’industria sulle applicazioni SG in generale è confermato,ad esempio, dalla costituzione dello SGA (Smart Grid Australia) [6].Ponendo invece l’attenzione alla situazione cinese, si osserva come, data l’estensione geograficae il fabbisogno energetico di tale nazione (la più rilevante a livello mondiale), l’interesse verso leSG sia motivato soprattutto dall’obiettivo di rendere funzionante ed efficiente la rete di trasmissionead altissima tensione, sia in c.c. (800 kV) che in c.a. (1100 kV): scopo della realizzazione ditali opere è il trasporto delle ingenti quantità di energia dalle centrali idroelettriche centro-occidentaliverso i centri di carico situati a grande distanza (prevalentemente nell’area orientale e meridionale).Si segnala come l’accezione di SG adottata in Cina, che comporta cioè il direttocoinvolgimento dei sistemi in alta tensione, secondo il modello europeo viene comunemente identificatacon il termine SuperGrid.Un’attenzione particolare viene anche posta alla riduzione dei consumi energetici (obiettivo dichiaratodel 20% entro fine 2010), a una maggiore efficienza energetica e a un incremento dellefonti rinnovabili (fino al 15% entro il 2020).In merito alle iniziative atte a promuovere e implementare le SG all’interno del sistema elettricocinese si menzionano la China State Grid Corporation, che ha definito un piano pilota per il 2010e un ampio sviluppo entro il 2030, la Joint U.S. – China Cooperation on Clean Energy (JUCCCE)[7] e, infine, un’iniziativa di cooperazione Germania-Cina per lo sfruttamento delle FER.Seconda dopo la Cina per estensione e per fabbisogno energetico, l’India, a fronte della crescentedomanda di energia (12% all’anno), ha istituito il piano “Power for All” [8] che prevede un incrementodel 100% delle infrastrutture entro il 2020.L’interesse nelle tecnologie SG è motivato dalla necessità di aumentare l’efficienza e diminuirele perdite di energia. Particolare attenzione è inoltre posta dal governo indiano all’incrementodella produzione di energia da fonti rinnovabili (solare ed eolico) e all’integrazione di tali impiantinelle SG.Circa le altre nazioni asiatiche più industrializzate, in Giappone, nel 2009, il governo ha lanciatoun programma di test per le SG, tramite il quale la federazione delle compagnie elettriche giapponesiintende sviluppare, entro il 2020, una SG che incorpori generazione solare. Per il 2030 siprevede infatti la possibilità di una penetrazione della generazione da fotovoltaico fino a 53.000162

Realizzazioni in corsoMW; ciò implica una SG capace di gestire in modo efficiente i flussi energetici determinati da taliimpianti. Il governo giapponese ha inoltre annunciato un’iniziativa nazionale di smart metering.Similmente, in Corea del Sud il governo ha lanciato un programma pilota da 65 milioni di dollarinell’isola di Jeju, che prevede la realizzazione di una SG integrata per 6000 abitazioni, comprendentecentrali eoliche e quattro linee di distribuzione.Il governo ha inoltre dichiarato l’intenzione di intraprendere un programma d’implementazionedelle SG su scala nazionale entro il 2030, mentre la KEPCO (Korea Electric Power Corporation),nella direzione anch’essa di effettuare una transizione verso le SG, ha annunciato un investimentodi 200 milioni di dollari per i prossimi 10 anni.Progetti minori si registrano poi anche a Singapore, dove il regolatore Energy Market Authority haavviato un’iniziativa per un programma pilota rivolto allo smart metering e alla mobilità elettrica;e in Thailandia, dove all’inizio del 2009 la Provincial Electricity Authority, con il supporto governativo,ha iniziato l’applicazione di contatori intelligenti nel nord del paese.Una condizione particolare si riscontra invece in Indonesia dove, a causa delle peculiari caratteristichegeografiche del territorio, l’implementazione delle SG e delle fonti rinnovabili incontra ancoramolte barriere; il National Climate Change Council sta tuttavia lavorando per definire opzionidi riduzione delle emissioni, pur rispondendo alla crescente domanda energetica.5.3 Il contesto europeoNel contesto europeo si ritrova una maggiore affinità al caso italiano, sia per la struttura dei sistemielettrici coinvolti, sia per modalità di organizzazione dei mercati liberalizzati, caratteristicheche rendono i vari progetti di ricerca più interessanti, o meglio più direttamente applicabili al nostroscenario nazionale.Ancora una volta, una presentazione esaustiva delle varie iniziative sarebbe molto impegnativa emolto onerosa, anche per il lettore; si riporterà invece una sintesi ragionata dei progetti più rilevantio più vicini al sistema italiano.La European Energy Research Alliance (EERA) [9] nasce nel 2008 come alleanza europea per larealizzazione di studi in campo energetico, sottoscritta da dieci dei principali istituti europei di ricercaallo scopo di rinforzare, espandere e ottimizzare le capacità di ricerca in tale settore, attraversola condivisione e l’integrazione di competenze, risorse umane, la messa in comuned’importanti infrastrutture nazionali di ricerca e la collaborazione su specifici programmi di ricerca,coniugando finanziamenti nazionali e comunitari.Ad oggi nel suo comitato esecutivo sono rappresentati 14 istituti di ricerca con il sostegnodella EUA (European University Association) e della EUROHORCs (European Heads of ResearchCouncils).La caratteristica essenziale di EERA è quella di essere una grande alleanza di ricerca “autofinanziata”;i ricercatori che vi partecipano appartengono a istituti ed enti pubblici, i programmi sonodefiniti da un comitato autonomo con piani di ricerca e obiettivi precisi. In futuro i fondi propri potrannoessere integrati con finanziamenti competitivi sul 7° PQ o su altri programmi nazionali diricerca. La partecipazione a livello di programma è aperta a tutti i potenziali attori dei Paesi euro-163

Smart Grid. Le reti elettriche di domanipei che vogliono contribuire con adeguate risorse e competenze alle attività di ricerca e svilupponel settore dell’energia.Nell’ambito di EERA sono previsti dei Joint Programme (JP), alcuni dei quali già in corso, inerenti,oltre che alle SG, anche alla generazione eolica, fotovoltaica, geotermica e solare termodinamica,nonché alla cattura e immagazzinamento della CO 2 , alle smart city, al nucleare, ecc.Il Joint research Programme (JP) Smart Grids [10], coordinato da RSE ed ENEA, vede il coinvolgimentodi 13 istituti di ricerca europei in rappresentanza di 10 differenti Paesi 1 .Nell’intento dei promotori, il JP Smart Grids permetterà ai diversi partecipanti di condividere conaltri importanti centri di ricerca utili informazioni e risultati tecnico-scientifici su molti argomentiinnovativi, coinvolgendo ricercatori, competenze e infrastrutture di numerosi Paesi europei. Si ritieneche il training di giovani ricercatori, lo scambio di personale di ricerca e l’impiego d’infrastrutturestrategiche per la ricerca europea potranno essere alla base del successo delle attività diricerca previste; successo favorito anche dall’impegno preso da tutti i partecipanti al JP SmartGrids di promuovere e facilitare l’accesso ai loro impianti da parte di ricercatori delle altre organizzazionicoinvolte.Attualmente il programma di ricerca è articolato in quattro sottoprogrammi (SP):• SP1 – Network Operation (coordinatore ECN);• SP2 – Energy Management (RISOE);• SP3 – Control System Interoperability (VITO);• SP4 – Electrical Storage Technologies (VTT).È in fase di studio la creazione di un quinto programma dedicato alla trasmissione.I principali argomenti di ricerca sono stati selezionati in base sia alle reali necessità di ricerca nelsettore delle SG sia alle competenze, agli interessi e alla disponibilità dei partner attualmente presentinel consorzio. È comunque già previsto che in futuro il JP possa ampliare la gamma delle sueattività per rispondere a eventuali richieste da parte di altre organizzazioni attive su questa tematica,in particolare EEGI, per una disponibilità di risorse ancora maggiori rispetto alle attuali (chesuperano i 52 anni uomo per anno).In merito a quest’ultimo punto, va sottolineato che nei mesi scorsi numerose istituzioni europee(centri di ricerca, università, ecc.) hanno inviato domanda di adesione al JP Smart Grids e chequindi vi sono prospettive concrete che il JP possa, nel prossimo futuro, affrontare con un maggiordettaglio tematiche specifiche, che al momento sono soltanto accennate. Va altresì precisatoche in linea di principio la partecipazione ai diversi JP EERA è libera per tutti gli enti pubblici di ricerca,fatto salvo l’effettivo impegno dei nuovi potenziali membri a contribuire con competenze pertinenticon le attività previste e in misura non inferiore a 3-5 anni uomo per anno, in funzione dellatematica e della specificità del contributo previsto.1AIT Austrian Institute of Technology; ECN Energy research Centre of the Netherlands; ENEA Agenzia Italiana per leNuove Tecnologie, l’Energia e lo Sviluppo Economico Sostenibile; IWES Fraunhofer Institute for Wind Energy and EnergySystems Technology, DE; JRC-IE EC Joint Research Centre Institute for Energy, NL; LABEIN, ES; LABORELEC, BE; RSERicerca sul Sistema Energetico, IT; RISOE-DTU National Laboratory for Sustainable Energy; SINTEF NO; TUBITAK, TR;VITO, BE; VTT Technical Research Centre of Finland.164

Realizzazioni in corsoVenendo invece alle iniziative che coinvolgono direttamente i gestori di rete, l’EEGI (EuropeanElectricity Grid Initiative) [11] è un progetto, promosso da un gruppo di DSO e TSO europei, costituitoda un programma di progetti R&D da realizzare su impianti in esercizio.Il programma, che prevede un costo di circa 2 miliardi di euro, è focalizzato sull’innovazionedel sistema elettrico piuttosto che sull’innovazione tecnologica, su un orizzonte temporale al2018. Tale orizzonte temporale, in funzione della fonte da cui si suppone trarranno origine ifondi per la R&D, è suddivisibile in due fasi: nella prima (2010-2012), l’iniziativa dovrà esserefinanziata utilizzando i fondi pubblici nazionali ed europei esistenti, mentre nella successiva, cheinizierà presumibilmente nel 2013, si prevede subentreranno anche nuovi strumenti di finanziamentoin tariffa a copertura degli investimenti sostenuti. In ogni caso, il finanziamento dell’iniziativadovrà coprire i costi di R&D e dei progetti dimostrativi che determineranno i requisiti,le specifiche e le soluzioni innovative necessarie per preparare l’installazione di tali soluzioni inampia scala sulla rete europea; non saranno invece compresi i costi d’installazione sulle retielettriche.L’ordine con cui i progetti verranno implementati sarà stabilito in accordo a un piano dettagliato;in particolare, quelli ritenuti prioritari dovranno iniziare nel 2010-2012 e saranno finanziati con unbudget di circa un miliardo di euro.Le varie attività del programma sono organizzate secondo una matrice di livelli funzionali, la cuirealizzazione pratica avverrà attraverso progetti di dimostrazione locale e di ricerca. Nel dettaglio,i livelli previsti dall’EEGI sono:• nuove tecnologie di generazione;• rete intelligente di trasmissione paneuropea;• rete intelligente di distribuzione e processi;• integrazione intelligente (rinnovabili, GD, veicolo elettrico, accumulo, ecc.);• gestione intelligente dell’energia;• utenti intelligenti.Come indicato nelle Figure 5.2, 5.3 e 5.4, le attività possono essere raggruppate in tre principalicategorie: 14 progetti funzionali guidati da TSO per la rete di trasmissione, 5 progetti trasversaliche impegnano sia TSO che DSO, 12 progetti che impegnano DSO su tematiche di distribuzione.La condivisione del know-how che emergerà dallo sviluppo dei progetti, tra i partecipanti all’iniziativae gli altri operatori di rete che non partecipano direttamente ai progetti, sarà organizzatae garantita dalle associazioni degli operatori ENTSO-E 2 e EDSO-SG 3 .2ENTSO-E, la rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica, è la nuova associazione costituitasu base volontaria, il 19 dicembre 2008, da 42 operatori appartenenti a 34 Paesi europei. Essa sostituisce tutte le precedentiassociazioni del settore (ETSO, UCTE, UKTSOI, NORDEL, ATSOI e BALTSOA). Con l’entrata in vigore, il 3 marzo 2011, del“Terzo Pacchetto Energia dell’UE”, ENTSO-E ha assunto pienamente il ruolo di nuovo organismo dei gestori di rete a livellocomunitario.3European Distribution System Operators Association – for Smart Grid.165

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniFigura 5.2 Progetti funzionali sulla rete di trasmissioneFigura 5.3 Progetti funzionali di coordinamento tra le reti di distribuzione e trasmissione166

Realizzazioni in corsoFigura 5.4 Progetti funzionali sulla rete di distribuzioneUlteriore progetto che coinvolge attivamente i gestori di rete europei è il R&D Plan di ENTSO-E [12]che interessa, in particolare, ben 42 TSO appartenenti a 34 Paesi diversi.La prima edizione dell’ENTSO-E R&D Plan, pubblicata nel marzo 2010, ha definito le attività che igestori di rete europei intendono sviluppare nei prossimi 5 anni, al fine di rendere la rete di trasmissioneeuropea adatta al raggiungimento degli obiettivi di sostenibilità fissati dalla CommissioneEuropea per il 2020.Rivisto con cadenza biennale, il piano instaura un dialogo tra i TSO europei, i rispettivi regolatori,gli stati membri dell’Unione e la Commissione Europea sulle priorità da perseguire nel campo dellaricerca, in linea con lo Strategic Energy Technology Plan (SET Plan) dell’Unione Europea. In talecontesto, ENTSO-E eserciterà il coordinamento a livello europeo di tutti i temi di Ricerca e Sviluppodi interesse per i TSO, gestendo progetti innovativi che vanno dalla pianificazione all’esercizio delsistema elettrico, dallo sviluppo tecnologico all’apertura dei mercati dell’energia.L’implementazione del Piano di Ricerca e Sviluppo di ENTSO-E implica una nuova forma di collaborazionefra i gestori di rete che superi, anche nella struttura e nell’organizzazione, le forme attualidi cooperazione basate su progetti di ricerca individuali, raramente partecipati da un numerosignificativo di TSO e solo parzialmente finanziati dall’Unione Europea.La missione che ENTSO-E intende perseguire grazie ai risultati delle attività di Ricerca e Sviluppopreviste nel piano può essere schematizzata nei seguenti punti:• identificare l’architettura innovativa della rete di trasmissione europea che consenta di avereun mix “low carbon” di generazione già nel 2020;• quantificare le reali potenzialità della tecnologia attualmente disponibile;• dotarsi di strumenti di simulazione avanzati, sia delle reti che dei comportamenti dei mercati,in grado di analizzare le opportunità dei mercati stessi e riprogettarli, se necessario, a beneficiosia degli operatori delle reti di trasmissione che dei consumatori finali.167

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniENTSO-E ha classificato, nelle quattro macro-aree tematiche riportate nel seguito, i settori per laRicerca e Sviluppo ove occorre investire in innovazione per cogliere le opportunità dell’integrazioneeuropea:• architettura della rete pan-europea; nuovi approcci per lo sviluppo della rete pan-europea enuove tecnologie per la connessione di reti off-shore;• tecnologia applicata ai sistemi elettrici; tecnologia, a costi accessibili, in grado di rendere il sistemadi trasmissione più evoluto e di cogliere le opportunità derivanti dalle SG;• gestione e controllo della rete; sicurezza nell’esercizio delle interconnessioni;• regole di mercato; metodologie e strumenti di simulazione dei mercati che consentano lo sviluppodel mercato unico europeo dell’energia elettrica.❑ 5.3.1 Progetti finanziati dalla Commissione EuropeaLa Commissione Europea ha un ruolo centrale nella promozione delle attività di ricerca e di sperimentazione:uno dei principali driver di sviluppo in tale direzione è infatti rappresentato dai finanziamentiche essa bandisce verso progetti di ricerca internazionali.Nel seguito si riporta una breve sintesi dei principali progetti che, usufruendo del contributo fornitodalla Commissione Europea, si occupano di ricerca e sviluppo nell’ambito delle SG. Degno di notaè il fatto che essi si approcciano in modo capillare alle differenti problematiche connesse alle SG,promuovendo un’integrale evoluzione del sistema elettrico attuale verso tale paradigma.Come dettagliato nei capitoli precedenti, uno dei principali driver che motiva l’esigenza di uno sviluppodelle reti elettriche è associato alla crescente penetrazione di GD sulle reti a tensione minore.Tale sviluppo porta alla necessità di rivedere la struttura e le logiche di regolazione e controllodi un sistema, appunto la rete di distribuzione, concepita per connettere solo utenze passive, ossiaper gestire flussi unidirezionali; nel nuovo contesto emergono una serie di criticità che le SG dovrannorisolvere.A conferma di quanto affermato, si sottolinea come un nutrito numero di progetti sia indirizzatoallo studio delle possibili modalità di integrazione delle fonti rinnovabili nelle reti europee di distribuzionein media tensione. Uno di questi è DISPOWER (Distributed Generation with High Penetrationof Renewable Energy Sources) [13], che, iniziato nel gennaio 2002 e terminato a fine 2005,si è focalizzato sull’elaborazione di strategie e strumenti per la stabilità della rete e per i sistemidi controllo. DISPOWER, con un budget di circa 16,9 milioni di euro (di cui 9,5 finanziati dallaCommissione Europea) ha posto particolare attenzione alla preparazione di standard di sicurezzae qualità per le reti con forte penetrazione di GD, nonché alla realizzazione di indagini sull’ottimizzazionedella qualità e sui requisiti relativi a inverter decentralizzati e sistemi di generazione. Lavalutazione dell’impatto sugli utenti derivante dall’implementazione all’interno delle reti ICT, la gestionedel carico e dei mercati energetici, lo sviluppo di strumenti di progettazione e pianificazioneper l’integrazione affidabile ed economicamente efficiente della GD nelle reti regionali e locali,sono stati ulteriori temi trattati dal progetto in questione.Le sue attività hanno poi compreso lo studio, la simulazione e l’implementazione hardware di appositialgoritmi di controllo per la GD, la creazione di un sistema informativo basato su internet perla comunicazione, la gestione e l’implementazione di un mercato dell’energia, oltre a un’indagine168

Realizzazioni in corsosugli aspetti contrattuali e tariffari relativi sempre al mercato energetico e ai servizi ausiliari. Infineè stata valutata la possibilità di ottimizzare/adattare delle test facility al fine di renderle maggiormenteidonee alla sperimentazione di componenti relativi alla GD, a sistemi di controllo e astrumenti di pianificazione e progettazione.Sempre rivolto all’individuazione degli attuali limiti e alla promozione della penetrazione di GD all’internodel sistema elettrico, e anch’esso recentemente terminato (novembre 2004-giugno 2009),il progetto EU-DEEP (The birth of a EUropean Distributed EnErgy Partnership) [14] ha studiato indettaglio le condizioni che abilitano i diversi soggetti del settore elettro-energetico ad affrontarela crescente domanda di GD.Dapprima è stata identificata la hosting capacity attuale del sistema e le condizioni che possonopermetterne un incremento a costi accettabili. Successivamente, un’analisi economica della GD hamostrato che essa può fornire un significativo valore aggiunto al sistema, a condizione che essarispetti i vincoli del sistema e che contribuisca in modo efficiente alla copertura dei consumi nellesituazioni più critiche (al picco).Utilizzando tre modelli ampiamente testati in campo, il progetto, che ha avuto complessivamenteun budget di 26,1 milioni di euro (di cui 15 forniti dalla Commissione Europea), ha quindi identificatoquale percorso intraprendere per un’integrazione efficace e sostenibile della GD nei sistemielettrici attuali.Sempre rivolto all’integrazione della GD all’interno del sistema elettrico di distribuzione e caratterizzatodallo sviluppo di un modello aggregato di gestione della GD, cioè il cosiddetto Virtual PowerPlant (VPP), è il progetto FENIX (Flexible Electricity Networks to Integrate the eXpected EnergyEvolution) [15]. Iniziato nel settembre del 2005 e terminato nell’ottobre del 2009, ha avuto un finanziamentoda parte della Commissione Europea di 7,8 milioni di euro su 14,8 milioni di costocomplessivo.Come ampiamente dettagliato nei capitoli precedenti, con l’aumentare della penetrazione dellaGD all’interno delle reti di distribuzione attuali gli operatori del sistema di distribuzione si trovanoa dover rivedere le modalità con cui operare la loro rete al fine di venire incontro al carattere attivoassunto da quest’ultima.Il progetto FENIX mira a ovviare alla difficoltà di gestione, da parte del DSO, della GD su base individuale;problematica dovuta al fatto che essa risulta tipicamente troppo numerosa per permetternein modo semplice una conduzione efficace e integrata: il concetto di VPP, aggregando leunità di GD, può rispondere a tali criticità.Il progetto si è posto l’obiettivo di concettualizzare, progettare e sperimentare un’architettura tecnicae un contesto commerciale e regolatorio che favoriscano l’integrazione della GD. In particolare,è stato sviluppato e testato un VPP che abiliti l’aggregazione tecnica e commerciale su largascala delle unità di generazione diffuse sul territorio.L’attività ha quindi permesso lo sviluppo di un VPP che si adatti al sistema europeo, di un’architetturaIC scalabile e gerarchicamente flessibile, di nuovi componenti hardware e applicativi softwareatti a realizzare il VPP, e di un contesto commerciale e regolatorio capace di consentirel’integrazione dei VPP nei sistemi elettrici del futuro. È stata inoltre portata a termine un’analisicosti-benefici relativa ai VPP e sono state realizzate due dimostrazioni all’interno di reti reali (in Spa-169

Smart Grid. Le reti elettriche di domanigna e nel Regno Unito) integrate da dimostrazioni e simulazioni di laboratorio atte a provare la fattibilitàdei VPP sviluppati nel progetto.Alcuni progetti si sono poi dedicati a fonti rinnovabili specifiche, ovviamente le più impattanti intermini di penetrazione attuale nel parco di produzione o di interesse prospettico, fra questi il progettoMETA PV [16], si è dedicato alla risorsa fotovoltaica, mentre il progetto TWENTIES [17], haposto la propria attenzione sulla tecnologia eolica.Il progetto Meta PV (Metamorphosis of power distribution: system services from photovoltaics,costo 9,4 milioni di euro, 5,5 finanziati dall’UE), iniziato nell’ottobre 2009 e con termine a marzo2014, intende fornire le basi scientifiche per trasformare il fotovoltaico da sorgente energetica variabilee problematica a supporto attivo per una rete più intelligente.Nel contesto di una preoccupazione crescente in relazione alla capacità della rete di sopportare lapenetrazione su ampia scala delle FER, il progetto META PV si propone come primo passo versouna maggiore integrazione del fotovoltaico nei sistemi elettrici. L’iniziativa ha l’obiettivo di dimostrare,a livello sia tecnico che economico, come l’incremento del fotovoltaico, qualora dotato disistemi di controllo avanzati, possa essere fonte di maggiore stabilità per il sistema.Il progetto ha previsto una sperimentazione in due siti: un’area residenziale urbana di 128 abitazionicon 4 kW ciascuna e una zona industriale di 31 sistemi fotovoltaici con 200 kW nella provinciadi Limburg (Belgio).TWENTIES (Transmission system operation with large penetration of Wind and other renewableElectricity sources in Networks by means of innovative Tools and Integrated Energy Solutions), tramitelo sfruttamento di ingenti finanziamenti (56,8 milioni di euro, di cui 31,8 provenienti dallaCommissione Europea), si propone invece l’attuazione di sei progetti dimostrativi, volti al superamentodelle barriere che attualmente frenano la diffusione dell’energia eolica.L’attività, iniziata recentemente (aprile 2010), con conclusione prevista nel marzo 2013, mira a mostrarei benefici derivanti dall’impiego di nuove tecnologie abbinate ad approcci innovativi di gestionedel sistema. La scalabilità delle soluzioni sarà verificata analizzando l’impatto dei risultati sudimensione europea; saranno inoltre tracciate delle roadmap per la replicabilità, con benefici siaper la rete di trasmissione pan-europea che per il mercato elettrico fino al 2014.AlpEnergy [54] (luglio 2008 - settembre 2011) è un progetto di ricerca europeo (in particolare unprogetto INTERREG di cooperazione territoriale) che vede l’Italia in rilievo, sia per partecipazioneche per interessi di potenziale applicazione. Tale progetto prevede analisi e modeling, progettazionee sviluppo, dimostrazioni e test, e trasferimento di nuovi sistemi di interfaccia verso la reteelettrica in sei aree dello spazio alpino: la regione Allgäu in Baviera (Germania), la Provincia di Mantova(Italia), la Provincia di Belluno (Italia), la Regione Autonoma Valle d'Aosta (Italia), l'area montuosadi Belledonne nella regione Rhône-Alpes (Francia) e la regione Gorenjske (Slovenia). Fra ipartner scientifici si ritrova l’Istituto ALARI, Advanced Learning and Research Institute, dell'Universitàdella Svizzera italiana (USI), l’Institut National Polytechnique di Grenoble e il Politecnico diMilano. In particolare, il progetto si concentra sugli aspetti tecnici ed economici per introdurre unefficiente modello operativo che ha come scopo la standardizzazione delle tecnologie e delle procedure.Fra le finalità ci si propone di fornire nuove conoscenze e opportunità commerciali per icittadini e per le imprese, sostenendo in tal modo la competitività imprenditoriale del territorio erendendo lo spazio alpino una vetrina per le altre zone montane.170

Realizzazioni in corsoI progetti appena elencati sono caratterizzati dal coinvolgimento del sistema di distribuzione inmedia tensione e, in alcuni casi, di bassa tensione; proseguendo il cammino verso l’utente domesticofinale si può identificare una seconda macro-categoria di attività di ricerca, quella inerentel’ambiente casa (home), gli elettrodomestici ad essa afferenti, le unità di micro-generazione, i sistemidi accumulo; tutti apparati che devono, appunto, essere integrati, ottimizzati da un puntodi vista energetico, ma anche coordinati fra loro e opportunamente interfacciati al sistema, rispettoalle esigenze della rete elettrica e alle opportunità che verranno offerte dal mercato dell’energia.Il progetto Smart-A (Smart domestic appliances in sustainable energy systems) [18] ha valutato,dal 2007 al 2009, la possibilità di differimento dei prelievi realizzati dagli elettrodomestici e cometale pratica possa essere integrata con una generazione sostenibile, sia a livello locale sia a livellogenerale. Il progetto ha quindi sviluppato strategie su come gli elettrodomestici intelligenti possanocontribuire alla gestione del carico in sistemi che includano significative frazioni di generazioneintermittente, quale la solare e l’eolica.È stata condotta un’analisi delle possibili variazioni operative attuabili sugli elettrodomestici, dellecaratteristiche della generazione locale (rinnovabile e/o cogenerazione) e dei requisiti di gestionedel carico in reti elettriche più ampie; è stato stimato il valore economico degli elettrodomestici intelligentiin sistemi elettrici soggetti a particolari criticità; è stata valutata dettagliatamente la loroaccettabilità da parte dei consumatori; è stata studiata l’utilizzabilità, in tali contesti, delle tecnologiedi controllo e degli standard di comunicazione disponibili.Il progetto, dal budget di 1,4 milioni di euro (0,7 messi a disposizione dalla Commissione Europea),è stato svolto in collaborazione con i costruttori di elettrodomestici e le utility elettriche; i risultatisono stati discussi con esperti in casi di studio regionali in alcuni Paesi europei.Date le modeste dimensioni, da un punto di vista del peso energetico delle varie utenze, è naturalepensare a funzioni di aggregazione che coordino i singoli gestori locali delle utenze smart; secondotale prospettiva il progetto Beywatch (Building energy watcher) [19] intende sviluppareuna soluzione energy-aware e user-centric in grado di fornire il monitoraggio, il controllo intelligentee il bilanciamento della domanda a livello residenziale e di quartiere.L’iniziativa, con principio nel dicembre 2008 e termine nel maggio 2011, si concentra in specialmodo sulla progettazione di elettrodomestici a ultra-basso consumo; sull’implementazione di metodi,tecniche e servizi per ridurre, tramite un controllo intelligente dei dispositivi elettrici, i consumi;sulla generazione di acqua calda ed elettricità da fonti rinnovabili a livello residenziale. Essainoltre affronta l’elaborazione di piani economici e le relative applicazioni per incoraggiare contrattifavorevoli tra utenti e fornitori e promuove l’incremento di consapevolezza degli utenti, in relazionealla riduzione delle emissioni di CO 2 su tutta la filiera energetica (generazione, trasporto, distribuzione,fornitura).La gestione delle utenze finali porta in evidenza il ruolo delle soluzioni di misura dell’energia, funzioneche deve avvenire (soprattutto per queste tipologie di utenze) secondo soluzioni capillari, affidabili,ma anche economiche; in tale direzione, con un budget di poco inferiore a Beywatch (3,7milioni di euro contro i 5,1 del precedente), DEHEMS (Digital Environment Home Energy ManagementSystem, giugno 2008-novembre 2010) [20], nell’ottica di studiare soluzioni tecnologiche chemigliorino l’efficienza energetica domestica, è volto a sviluppare e testare un sistema di gestione171

Smart Grid. Le reti elettriche di domanienergetica domestica utilizzando dei living labs in cinque città europee. Il progetto si propone diampliare l’attuale stato dell’arte dei contatori intelligenti, cercando di andare oltre il semplice monitoraggiodei consumi energetici, verso un modello di performance energetica che guardi anchealle modalità con cui sono effettuati i consumi. Ad esempio, è sfruttata la possibilità di otteneredati in tempo reale, combinando l’uso di sensori per il monitoraggio delle perdite termiche nelleabitazioni, delle prestazioni degli elettrodomestici e delle modalità di utilizzo dell’energia; tecnologiaabilitante per elaborare nuove politiche energetiche e favorire la transizione verso una maggioregenerazione e distribuzione locale dell’energia.Focalizzandosi invece sul problema della misura, conseguente alla mancanza di uno standard diriferimento e di una definizione delle funzioni che i meter dovrebbero svolgere, si cita uno dei progettisu cui vi è oggi grande attenzione e grandi aspettative: OPEN METER (Open Public ExtendedNetwork metering) [21]. Tuttora in corso (gennaio 2009-giugno 2011), esso intendespecificare un set di standard pubblici e aperti per l’AMI (Advanced Metering Infrastructure), a favoredi più servizi (elettricità, gas, ecc.) e basati sull’accordo degli attori più rilevanti in ogni area.Obiettivo è lo sviluppo di un metering e di strumenti di controllo intelligenti, interoperabili e integratiin un sistema AMI connesso a una molteplicità di sistemi di controllo e applicazioni.Lo studio si propone di fornire una selezione e una comprensione comune per l’utilizzo degli standarddi open communication disponibili e adeguati per l’AMI; di proporre raccomandazioni permodifiche o estensioni degli standard esistenti di comunicazione di dati adottati dalle organizzazionidi standardizzazione; di colmare le lacune di conoscenze, allo scopo di avere definizioni e specifichedei nuovi standard di comunicazione e tecnologie per quei canali di comunicazione e/onuove tecnologie ove gli standard non esistono ancora o non sono adeguati per l’AMI; di iniziaree supportare il processo di standardizzazione dei nuovi set di standard per l’AMI.Il progetto ha un budget di 4 milioni di euro, 2,5 dei quali forniti come contributo dalla CommissioneEuropea.Tornando più propriamente alle reti elettriche, le nuove tecnologie ad oggi disponibili portano avalutare la possibilità, in certi contesti d’interesse, di esercire una piccola porzione del sistema inisola, ossia di creare un sottosistema autonomo, disconnesso dalla rete principale.MORE MICROGRIDS (Advanced Architectures and Control Concepts for More Microgrids) [22], iniziatonel 2006 e conclusosi nel 2009, con un budget di circa 8 milioni di euro, di cui 4,7 finanziatidalla Comunità Europea, è il progetto nato proprio con l’obiettivo di aumentare la penetrazionedella micro-generazione nelle reti elettriche, sfruttando le tecniche di controllo e regolazione (tensione,frequenza), anche in un esercizio in isola.I principali risultati ottenuti riguardano:• l’investigazione di nuove micro-fonti, controller di accumulo e carico per un’efficiente operativitàdelle microgrid;• il miglioramento e l’integrazione di nuove tecniche di controllo locali e centrali;• la standardizzazione di protocolli e hardware tecnici e commerciali;• la dimostrazione dei controller locali e degli algoritmi di controllo con prove in microgrid reali;• l’integrazione tecnica e commerciali di multi-microgrid;• lo studio dell’impatto sull’operatività del sistema elettrico;• lo studio dell’impatto sullo sviluppo delle infrastrutture di rete.172

Realizzazioni in corsoLa sfida a cui i progetti relativi alle microgrid devono rispondere è quella relativa, ancora una volta,al rispetto del bilancio energetico (istantaneo) di una forma di energia difficilmente immagazzinabile,come l’energia elettrica. Tale problematica è generale, ovvero di interesse sia oggi, per l’eserciziodelle microgrid, sia in prospettiva, per la gestione efficiente delle reti di distribuzione.Si evidenzia quindi un fortissimo interesse verso i sistemi di accumulo che consentono di superarele difficoltà tecniche ed economiche per l’introduzione su ampia scala delle fonti energetiche distribuite.Tuttavia, per varie ragioni, gli operatori del sistema elettrico mostrano una certa inerziaall’introduzione di detti sistemi.Il progetto GROW-DERS (Grid Reliability and Operability with Distributed Generation using flexibleStorage) [23] propone sistemi di accumulo trasportabili e flessibili, grazie ai recenti sviluppi nell’elettronicadi potenza.Questo progetto dimostrativo vuole rendere evidente la fattibilità tecnica ed economica di tali sistemi,considerando quattro siti ove sperimentare e valutare tre diverse tipologie di accumulatori.Il progetto è iniziato nel settembre del 2008 e si è concluso nell’agosto del 2010, basandosi su unbudget di 3,2 milioni di euro, di cui 1,3 finanziati dalla Comunità Europea.Tornando a una visione generale del concetto di SG, nei paragrafi precedenti si è più volte sottolineatocome tale paradigma viva nel matrimonio fra le tecnologie elettriche e quelle del mondoICT, mondo che viene a coprire un ruolo cardinale.Il progetto SEESGEN-ICT (Supporting Energy Efficiency in Smart GENeration grids through ICT)[24] è un network tematico, integrato dalla partecipazione di 25 soggetti da 16 Paesi europei relativamentealle soluzioni ICT in ambito SG e GD.I principali risultati attesi spaziano da:• l’identificazione e la valutazione di tecnologie ICT a supporto dell’efficienza energetica nelleSG del futuro;• la definizione di una roadmap degli sviluppi necessari in ambito ICT;• l’identificazione di barriere e soluzioni relativamente ad uno sfruttamento efficace di ICT;• l’identificazione delle best practice per l’utilizzo di ICT e di opportuni business model;• la definizione di raccomandazioni relativamente a politiche rivolte a un ampio ed efficace impiegodi ICT;• la definizione dei requisiti e delle test facility esistenti per la validazione di ICT.Il progetto ha avuto inizio nel giugno del 2006 e si è concluso nel maggio del 2011.Sullo stesso filone del precedente, il progetto OpenNode (Open Architecture for Secondary Nodesof the Electricity SmartGrid) [25] si concentra sulle parti interne della rete di distribuzione, in particolareintende eseguire attività di ricerca e sviluppo su:• un nodo di sottostazione secondaria (SSN), visto come componente di controllo essenziale perla futura rete intelligente di distribuzione;• un middleware per accoppiare il SSN con i sistemi delle utility per l’operatività della rete e delleutility;• un’architettura di comunicazione modulare basata su protocolli di comunicazione standardizzatiper garantire la flessibilità richiesta dalla diversificazione degli stakeholder e per fare fronteai sistemi embedded massicciamente distribuiti nella rete di distribuzione.173

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniLe attività saranno guidate da un’analisi iniziale dei requisiti e dalla definizione dell’architettura globalee delle interfacce, insieme a una descrizione dettagliata dei casi di utilizzo rivolti alle dimostrazionitecniche con due prototipi funzionali di un SSN.Il progetto è iniziato nel 2010 e finirà a giugno 2013, con un budget complessivo di 5,3 milioni dieuro, di cui 2,8 finanziati dalla Comunità Europea.Tutte le tematiche citate dai progetti precedenti devono, in realtà, essere gestite contemporaneamente,ossia le implicazioni associate alla gestione di una SG spaziano dalle problematiche relativealle unità di generazione, al metering, alle soluzioni di accumulo, alla gestione della rete didistribuzione.In tale ottica, il progetto ADDRESS (Active Distribution network with full integration of Demandand distributed Energy RESourceS) [26] si propone di studiare, sviluppare e validare soluzioni cheabilitino l’Active Demand (AD) e ne sfruttino i benefici. Rispetto a tale obiettivo il progetto ha richiestola definizione di un modello di gestione del sistema elettrico, modello articolato che copremolte delle aree sopra menzionate.Nel dettaglio il progetto intende:• sviluppare soluzioni tecniche ai livelli sia di sistema sia di utente;• identificare le possibili barriere che compromettono lo sviluppo dell’AD e quindi proporre raccomandazionie soluzioni per rimuovere queste barriere, considerando gli aspetti economici, regolatori,sociali e culturali;• identificare i potenziali benefici dell’AD per i vari soggetti coinvolti nel sistema elettrico;• sviluppare opportuni meccanismi di mercato e contrattuali per la gestione dei nuovi scenari;• studiare misure di accompagnamento riguardo gli aspetti sociali, culturali e comportamentali.Le soluzioni proposte saranno validate in tre siti di test (scelti in Spagna, Italia, Francia) con diversecaratteristiche geografiche, demografiche e infrastrutturali.Il progetto ha avuto inizio nel giugno del 2008 e si concluderà nel maggio del 2012, le aspettativesono importanti, sia in ragione dei partecipanti (numerosi e di rilievo) sia per il budget a disposizione:16 milioni di euro, 9 dei quali finanziati dalla Comunità Europea.Sullo sfondo di questa visione generale dei progetti finanziati dall’UE il mondo politico acquisisceun ruolo di tutta evidenza; in generale, per i decision maker, rispetto ai quali è palese l’importanzadi avere una chiara definizione delle SG, del loro compito, dei costi associati allo sviluppo, dei beneficiper il sistema complessivo.Il progetto SUSPLAN (PLANning for SUStainability) [27] intende sviluppare linee guida per i soggetticon responsabilità decisionali a livello politico, infrastrutturale e di rete e per i distributori dienergia a livello regionale ed europeo. Queste linee guida, definite sulla base di studi di scenarioregionali e trans-regionali, consistono in strategie, raccomandazioni e benchmarking, per una integrazioneefficiente delle fonti rinnovabili nelle infrastrutture future con un orizzonte temporale2030-2050 e con particolare enfasi sull’armonizzazione paneuropea.Fra i principali obiettivi:• sviluppare e valutare scenari legati all’integrazione delle rinnovabili nelle reti elettriche ai livelliregionali e trans-regionali;174

Realizzazioni in corso• analizzare i risultati degli scenari per l’identificazione della via ottimale per l’integrazione dellerinnovabili ai livelli regionali e trans-regionali, nell’ottica di contribuire alla sicurezza della forniturae alla competitività industriale;• stabilire un toolbox avanzato per supportare gli scenari di integrazione delle rinnovabili;• stabilire strategie di implementazione per i soggetti con responsabilità decisionali;• disseminare i risultati ai soggetti con responsabilità decisionali, ai politici e agli operatori elettrici.Il progetto è iniziato nel settembre del 2008 e si concluderà nell’agosto del 2011, basandosi su unbudget di 4,8 milioni di euro.Lo sviluppo verso le SG comporta anche l’esigenza di una standardizzazione dei prodotti e dellacondivisione delle specifiche; il Network of Excellence DER-LAB (Network of DER Laboratories andPre-Standardisation) [28], a supporto dell’integrazione delle rinnovabili e delle DER (DistributedEnergy Resources), intende sviluppare requisiti comuni, standard internazionali, criteri di qualitàe proporre procedure di test e certificazione, relativamente alla sicurezza, operatività e comunicazionetra i componenti DER e il sistema.Il Network DER-LAB intende rafforzare il mercato interno europeo, proteggere gli interessi europeia livello internazionale di standardizzazione e proporsi quindi come un attore a livello mondialein questo campo.Il network raggruppa organizzazioni per lo sviluppo di procedure di certificazione per i componentiDER, agisce come piattaforma di scambio di conoscenze tra gli istituti europei e altri gruppie combina le strutture di ricerca e sperimentazione di elevata qualità.Sono svolte attività d’integrazione tra i vari soggetti, di ricerca (pre-standardizzazione per le DER,procedure di test e certificazione, database dei laboratori e delle potenzialità di test, realizzazionidimostrative di strutture di test) e di diffusione (disseminazione, training, ecc.) verso l’esterno delconsorzio.Il progetto ha avuto inizio nel novembre 2005 e si concluderà nell’ottobre 2011, con un budget di4,1 milioni di euro, di cui 3,1 finanziati dalla Comunità Europea.Infine, guardando al mondo della ricerca, sia accademica che dei centri di ricerca, il progettoDERRI (Distributed Energy Resources Research Infrastructure) [29] s’inserisce nell’ambito di DER-LAB, per potenziare il network di laboratori da esso creato, rendendolo un’infrastruttura integratamessa a disposizione della ricerca europea. Ogni gruppo interessato a progetti di ricerca sulle DER(Distributed Energy Resources) può presentare richiesta al consorzio DERRI descrivendo gli obiettivi,le strutture necessarie per lo svolgimento delle attività e i risultati attesi. In caso di accettazionedella richiesta, si può accedere alle infrastrutture messe a disposizione dal consorziousufruendo del supporto economico della Commissione Europea.Più in particolare, il progetto DERRI intende sostenere:• l’accessibilità a una rete di laboratori europei operanti nell’ambito delle DER;• un programma di tre attività di ricerca comuni (facility test per le SG, metodi di caratterizzazionee test di componenti per le DER, ambienti di simulazioni in tempo reale);• un programma di attività di networking finalizzate a rafforzare il coinvolgimento con ricercatori,operatori, responsabili pubblici e società civile.175

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIl progetto beneficia di un budget di 6,8 milioni di euro, 5,2 dei quali finanziati dalla Comunità Europea.Esso ha quindi a disposizione un finanziamento importante volto, fra gennaio 2009 e agosto2013, a spingere il mondo della ricerca applicata a sperimentare le varie soluzioni diproduzione, regolazione, controllo, accumulo; tutte componenti che avranno un ruolo cardine nelleSG del prossimo futuro.❑ 5.3.2 Progetti finanziati a livello nazionaleSi registrano infine numerosissime iniziative finanziate a livello nazionale (di un singolo Paese o diun gruppo di nazioni), iniziative accomunate dalla ricerca verso un uso più efficiente delle risorsee delle infrastrutture.Al fine di darne una classificazione razionale si riporta nel seguito una breve sintesi dei principaliprogetti, suddivisi per nazione proponente.Iniziando dalla penisola iberica, il progetto portoghese MOBI-E [30], promosso dal governo portogheseper agevolare la diffusione del veicolo elettrico, coinvolge 21 città, con l’obiettivo di installare320 stazioni di ricarica entro la fine del 2010 e di avere a disposizione 1.300 stazioni entrola fine del 2011. Il progetto è condotto da EDP (Energias de Portugal) e da un consorzio di societàe centri di ricerca portoghesi.Sempre realizzata da EDP in Portogallo è INOV-GRID [31]: una prima dimostrazione pilota che miraa connettere con contatori intelligenti 50.000 utenti entro la fine del 2010. Il profilo tipico degliutenti considerati è di tipo rurale e urbano in diverse parti del Paese, senza escludere anche utentiimprenditoriali.Questi contatori intelligenti intendono implementare un elevato livello d’interazione tra l’utente finalee gli operatori del sistema elettrico, abilitando il cliente a una molteplicità di funzioni, qualiad esempio la conoscenza in tempo reale del proprio livello di consumo energetico. Il nuovo sistematelemetrico è inoltre dotato di funzioni di gestione delle unità di microgenerazione.In Spagna, invece, IBERDROLA sta conducendo il progetto PRIME (PoweRline Intelligent MeteringEvolution) [32], atto a sviluppare un’infrastruttura AMI per la gestione automatica dei contatori(ampiamente discussa, sotto il profilo tecnico, al Capitolo 4). Vari soggetti industriali si sono unitial progetto per lanciare un’architettura di telecomunicazioni pubblica, aperta e non-proprietaria,in grado di supportare le funzionalità di gestione automatica dei contatori. Essa è basata sull’applicazioneOFDM (Orthogonal Frequency-Division Multiplexing), i cui vantaggi sono già stati dimostratiin campo su vari segmenti della rete a bassa tensione.Sempre nel contesto spagnolo, Malaga Smartcity [33] di ENDESA intende sviluppare un modellodi gestione energetica per le città, con l’obiettivo di aumentare l’efficienza energetica, ridurre leemissioni di CO 2 e promuovere l’impiego di fonti rinnovabili. Il progetto è svolto a Malaga e beneficerà300 utenti industriali, 900 fornitori di servizi e 11.000 utenti domestici.Il progetto è orientato all’integrazione delle fonti rinnovabili, nell’ottica di un equilibrio ottimaletra la domanda e la fornitura, tramite l’installazione di pannelli fotovoltaici su edifici pubblici, l’impiegodi microgenerazione in alcuni hotel e l’installazione di sistemi microeolici. Sono previstianche l’utilizzo di batterie per l’accumulo di energia, il dispiego di una flotta di veicoli elettrici el’installazione di stazioni per la ricarica. Non da ultimo, il progetto intende fare in modo che176

Realizzazioni in corsol’utente finale assuma un ruolo attivo nel sistema elettrico: tutti gli utilizzatori sono quindi dotatidi contatori intelligenti ed è prevista l’installazione di sistemi avanzati di telecomunicazione e dicontrollo remoto.All’interno di questo progetto, ENDESA ha il ruolo di coordinatore delle società (Enel Distribuzione,Acciona, IBM, Sadiel, Ormazábal, Neo Metrics, Isotrol, Telvent, Ingeteam e ENEL Greenpower),delle università e dei centri di ricerca nazionali e regionali coinvolti.Il costo del progetto è di 31 milioni di euro, in parte finanziato da ERDF (European Regional DevelopmentFund) con il supporto della Junta de Andaluciá e del Centro per lo Sviluppo Industrialee Tecnologico del Ministero della Scienza e dell’Innovazione.ENDESA ha iniziato anche l’implementazione di una soluzione innovativa di AMM (Automatic MeterManagement) per gestire oltre 13 milioni di utenti sulla propria rete di bassa tensione. Il completamentodel processo di sostituzione dei contatori è previsto nel 2015; questo progetto, denominatoMeters and More (e già affrontato nel Capitolo 4) [34], svolto in collaborazione con ENELDistribuzione, fornirà allora un sistema AMM che consentirà di soddisfare i vincoli regolatori spagnolied europei e favorirà l’implementazione delle SG. L’iniziativa prevede anche l’installazione di140.000 concentratori, ossia degli elementi (della rete di comunicazione) intermedi tra i contatorie il sistema centrale.Tale soluzione rappresenta di fatto una nuova generazione del Telegestore di ENEL Distribuzione,progettata per soddisfare le esigenze di ENDESA e dotata di un innovativo protocollo PLC aperto(chiamato Meters and More). Per gestire e promuovere l’apertura delle specifiche di Meters andMore e per contribuire proattivamente al processo di standardizzazione promosso dalla CommissioneEuropea, ENEL Distribuzione e ENDESA hanno creato un’associazione no profit, con base aBruxelles, che include già alcune società leader a livello mondiale. È previsto che tutte le societàinteressate possano partecipare all’iniziativa.L’arcipelago britannico è invece interessato da una quantità inferiore di iniziative, seppur di notevoleinteresse. In Irlanda, attraverso il progetto Wind Demonstration, ESB (Electricity SupplyBoard) intende infatti esplorare le metodologie di controllo della tensione, attraverso la regolazionedella potenza reattiva per centrali eoliche connesse alla rete di distribuzione; utilizzare regolatoridi tensione per limitare le sovratensioni; studiare possibili sviluppi delle stazioni di trasformazioneper centrali eoliche. L’iniziativa Connected Home/Empowering Customer Choice si pone invecel’obiettivo di valutare le potenzialità delle tecnologie di smart metering in relazione ad una variazionemisurabile delle abitudini dei consumatori. Sono presi in considerazione 6.400 utenti per unperiodo temporale di un anno.Nel Regno Unito, il Progetto LENS (Long-Term Electricity Network Scenarios) [35], già trattato neicapitoli 2 e 3, ha inteso sviluppare cinque scenari di sviluppo della rete elettrica al 2050, in relazionea tre principali orientamenti (la preoccupazione ambientale, la “governance” istituzionale ela partecipazione attiva dell’utente) di seguito elencati:• Trasmissione e Distribuzione; con riguardo soprattutto ai TSO (Transmission System Operators)si delinea uno sviluppo strutturale e gestionale della rete anche in relazione alla crescente domandaed all’applicazione della generazione da fonti rinnovabili;• ESCO (Energy Service COmpanies); è previsto che le ESCO siano coinvolte negli sviluppi dellarete, visti dal lato dell’utente;177

Smart Grid. Le reti elettriche di domani• DSO (Distribution System Operators); si immagina che i DSO assumano maggiori responsabilitànella gestione del sistema in relazione anche alla gestione della generazione e della domanda,alla sicurezza e qualità della fornitura, all’affidabilità del sistema e all’incremento della GD;• Microgrid; nelle microreti, al centro dell’attività della rete elettrica è posto l’utente, il quale assumemaggiori responsabilità nella gestione della propria fornitura e domanda. In questo contestogli MSO (Microgrid System Operators) hanno il ruolo di abilitare l’utente alraggiungimento, con le nuove tecnologie, di tale obiettivo;• Reti “multi-purpose”: si ipotizza che le società elettriche, a tutti i livelli, rispondano alle politicheemergenti e alle richieste del mercato. I TSO hanno quindi un ruolo centrale nello sviluppoe nella gestione della rete, ma vi è anche coinvolgimento più significativo delle società di distribuzione.La rete elettrica è pensata con caratteristiche di diversità negli sviluppi e negli approccigestionali.Il Rapporto Finale del progetto è stato pubblicato a novembre 2008. È comunque previsto che l’iniziativacontinui con regolari aggiornamenti del Rapporto.Un altro importante progetto britannico è denominato FLEXNET [36]: esso si propone di studiaregli sviluppi tecnologici, economici, di mercato e di accettabilità sociale della rete elettrica che possonoassicurare un’adeguata flessibilità per l’operatività del sistema. Il progetto intende confrontarsicon le problematiche della rete elettrica, in relazione al perseguimento di un sistemaenergetico low carbon.Gli obiettivi sono articolati su due scale temporali, definite da aspetti di politica energetica:• obiettivi al 2020: in relazione al Low-Carbon Transition Programme del Governo Britannico,che si propone di connettere alla rete 35 GW da fonti rinnovabili (pari al 40% della capacitàdel Paese), il progetto intende definire l’impatto della generazione intermittente sulla pianificazioneed operatività del sistema e studiare le strategie di connessione di grandi unità di generazioneeolica offshore tramite HVDC;• obiettivi al 2050: il progetto intende studiare la pianificazione e l’operatività di una rete chepossa rispondere all’obiettivo (definito dal “Climate Change Committee”) di una riduzionedell’80% delle emissioni di CO 2 (al 2050) e di una produzione elettrica a emissione zero (al2030). L’ipotesi condivisa è che il sistema dovrà invertire le logiche attuali, orientandosi versomodalità quali “è il carico che segue la generazione e non viceversa”, implicando una partecipazionedell’utente e un controllo attivo di rete decisamente complessi.Il regolatore inglese (Ofgem) finanzia altresì progetti dimostrativi di tecnologie innovative di rete;alla fine del 2010 è stato annunciato il finanziamento a quattro importanti progetti:• CE ELECTRIC, Customer-led network revolution (26,8 M£)Il progetto intende studiare come le smart technologies, combinate con una modificazionedegli abitudini degli utenti, possano ridurre i costi associati alle tecnologie low carbon. Il progettosi basa sul dispiegamento di contatori intelligenti da parte di British Gas e su prodotti lowcarbon, quali i pannelli solari e le pompe di calore;• UK POWER NETWORKS, Low carbon London – a learning journey (2,3 M£)Si tratta di un’iniziativa smart city a Londra che esplorerà come usare al meglio le nuove tecnologiee la active network management. Ulteriore finalità è capire come, quando e perché gliutenti usano l’energia e come tale processo può essere condizionato;178

Realizzazioni in corso• CENTRAL NETWORK, Low carbon hub (2,8 M£)Il progetto studia come aumentare la quantità di generazione elettrica (soprattutto eolica) chepuò essere connessa alla rete, monitorando la velocità del vento, la produzione dei generatorie le condizioni della rete.• WESTERN POWER DISTRIBUTION, Low voltage Network Templates for a low-carbon future(7,8 M£)Il progetto esamina gli effetti sulla rete delle tecnologie low carbon.Dal punto di vista del coinvolgimento degli utenti è da segnalare, sempre in ambito britannico, ilprogetto EDRP (Energy Demand Research Project) [37], una sperimentazione su larga scala percapire le reazioni degli utenti al miglioramento delle informazioni circa i loro consumi sul lungo termine.Il progetto, terminato nel 2010, ha preso in considerazione varie metodologie: contatori intelligenti,dispositivi con visualizzazione in tempo reale del consumo energetico in termini monetari(sterline), fatturazione più accurata e frequente, informazioni sull’efficienza energetica e coinvolgimentodella comunità. Il progetto ha coinvolto 50.000 abitazioni e quattro società elettriche apartire dal 2007.Va segnalato infine che OFGEM ha approvato un finanziamento di 318 M£ per aiutare le societàdi trasmissione nella connessione alla rete nazionale di sei progetti di energia rinnovabile.Tornando all’Europa continentale, obiettivo del progetto danese CELL CONTROLLER è contribuiread adattare il sistema elettrico della Danimarca ai futuri requisiti delle SG, aumentando l’estensionedei sistemi di controllo e monitoraggio, per garantire un bilanciamento tra la generazione ed il consumo.L’idea base del progetto è, in prima battuta, suddividere il sistema in aree virtuali, in cui lereti siano autonome in termini di controllo (celle) e, in secondo luogo, sviluppare e implementaresistemi avanzati di controllo e monitoraggio in grado di monitorare ciascuna di esse; in situazioniestreme, si prospetta poi la possibilità di assumere il controllo delle unità individuali di ciascunacella (interruttori, trasformatori, impianti cogenerativi, ecc.).La città di Amsterdam e il suo operatore di rete (Alliander) stanno implementando una serie di programmipilota sulle tecnologie SG.Tra di essi, risulta d’interesse il progetto ASC (Amsterdam Smart City) [38], che comprende quattrosezioni: sustainable living, sustainable working, sustainable municipality e sustainable transport.Si prevedono l’installazione di contatori intelligenti in circa 1.300 abitazioni e la promozionedi iniziative per favorire il cambio di abitudini. Saranno installate tecnologie per il risparmio energeticoin un grosso edificio di uffici (torre ITO). Analoghi interventi sono previsti per tutti gli edificicomunali. Il progetto prevede inoltre l’installazione di 73 connessioni “shore-power” nel portodi Amsterdam e di 100 stazioni di ricarica per veicoli elettrici.Sempre orientato verso i contatori intelligenti, è il progetto LINKY [39] di ERDF, il DSO francese.L’iniziativa prospetta l’installazione di 200.000 contatori nell’area urbana di Lione e 100.000 contatoriin un’area rurale nei pressi di Tours. Il progetto mira a replicarsi su scala nazionale con lasostituzione di 35 milioni di contatori.ERDF intende implementare funzioni innovative SG basate su queste infrastrutture di metering, conl’obiettivo di migliorare le prestazioni della rete di distribuzione e di facilitare il demand side management.179

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniDecisamente più strutturata, rispetto a quella francese, è invece l’offerta di iniziative rivolte alleSG in Germania, anche grazie all’impegno diretto del ministero tedesco dell’Economia e della Tecnologiache sta coordinando l’implementazione di una serie di progetti denominati E-Energy [40].Obiettivo primario è la creazione di regioni modello che dimostrino tutte le potenzialità dell’ICT.Si tratta di sei progetti coordinati, ciascuno dei quali atto a perseguire un approccio di sistema integraleche copra tutte le attività economiche con rilevanza energetica sia a livello tecnico, che dimercato.I finanziamenti ai progetti derivano per 40 milioni di euro dal Ministero federale per l’Economia ela Tecnologia e per 20 milioni di euro dal Ministero federale per l’Ambiente. Tenendo inoltre contodei capitali investiti dalle società partecipanti, si arriva a un totale di 140 milioni di euro.I progetti che costituiscono E-Energy sono descritti nel seguito.• eTELLIGENCE (Intelligence for Energy, market and power grids – regione modello di Cuxhaven)[41] unisce produttori, consumatori e operatori in un mercato energetico innovativo, alloscopo di allineare i consumi elettrici delle varie tipologie di utenti alla generazione con fonti distribuite.Il progetto pone attenzione a tre separati livelli: mercato, infrastrutture ICT e tecnologia.Il mercato elettrico regionale combina la fornitura e la domanda degli stakeholderindividuali, l’infrastruttura ICT collega i componenti individuali sia in campo sia a livello di processo,e a livello tecnologico sono sviluppati dei meccanismi di gestione intelligente per l’integrazioneottimale degli stakeholder nel sistema globale, pur tenendo conto delle lorocaratteristiche ed esigenze individuali.• La regione modello dove è applicato il progetto E-DEMA (Development and demonstration ofdecentralised integrated energy systems on the way towards the E-Energy marketplace of thefuture – regione modello di Rhein-Rhur) [42] comprende aree urbane e rurali con due diversereti di distribuzione ed è caratterizzata da una densità della fornitura molto eterogenea. Ciòpone alcune problematiche tecniche, superate tramite l’implementazione di un’infrastrutturaICT intelligente. Il progetto si fonda sulla diffusione di contatori intelligenti per promuovere l’efficienzaenergetica in abitazioni integrate (nuovo “ICT gateway”). L’iniziativa si focalizza inoltresullo sviluppo di un sistema di controllo dei consumi, sulla raccolta e fornitura in temporeale dei dati di consumo e, infine, sull’ottimizzazione della gestione della rete in reti di distribuzionidecentrate.• MeRegio (Minimum Emissions Regions – regione modello di Baden-Wurttemberg) [43] intende dimostrarela possibilità di una generazione con emissioni minime, combinando adeguatamente lagestione energetica con ICT innovativa e ponendo particolare attenzione alla mobilità elettrica.Una parte importante del progetto riguarda lo sviluppo di un certificato per “regione a emissioniminime”. L’iniziativa intende inoltre definire raccomandazioni e misure per il miglioramento dell’efficienzaenergetica. Sono già stati installati 2000 contatori intelligenti con l’obiettivo di sviluppareuna gestione energetica che aiuti a controllare e regolare i carichi e gli impianti decentrati.• Il progetto MANNHEIM MODEL CITY (città modello di Mannheim nella regione diRhein-Neckar) [44] riguarda una conurbazione con una significativa presenza di fonti rinnovabilie decentralizzate. Si tratta di un progetto dimostrativo su larga scala, condotto a Mannheime Dresda, con lo scopo di dimostrarne l’estendibilità ad altre regioni. In questa attività s’intendeapplicare nuove metodologie per migliorare l’efficienza energetica, la qualità della rete180

Realizzazioni in corsoe l’integrazione delle fonti rinnovabili e decentrate nella rete urbana di distribuzione. Il progettointende inoltre sviluppare un approccio intersettoriale (che coinvolge elettricità, riscaldamento,gas e acqua) per interconnettere i componenti con un’infrastruttura broadband powerline.• Il progetto RegModHarz (Regenerative Model region of Harz) [45] è invece applicato alla regionemodello di Harz e prevede lo sfruttamento di un’ampia varietà di fonti rinnovabili unitamentealla possibilità di un completo controllo di generazione, accumulo e consumi, tale darendere possibile la previsione e l’ottimizzazione dell’utilizzo delle fonti energetiche.Una parte importante del progetto è l’integrazione della mobilità elettrica nella rete. I veicolielettrici sono predisposti con un’interfaccia bidirezionale in modo che siano abilitati anche adalimentare la rete. Inoltre, usando i veicoli come unità di accumulo, il progetto intende esplorarele possibilità di gestione del carico.• SMART WATTS (Increasing the self-regulating ability of the energy system by using the “smartkilowatt-hour” and the Internet of Energy – regione modello di Aachen) [46] intende svilupparenuovi approcci al mercato energetico, agli aspetti gestionali, alle metodologie di misura eanalisi dei consumi e ai sistemi di fatturazione. I clienti dotati di uno smart kilowatt-hour possonovedere dove è stata prodotta l’energia, come è stata trasportata ed i costi correnti.Il progetto definisce l’internet dell’energia a tre livelli: di sistema (comunicazione tra sistemi dicontrollo, generazione e consumo); di business (gli stakeholder pianificano, controllano, monitorano,e ottimizzano l’uso efficiente degli impianti e delle condizioni contrattuali in relazioneal loro ruolo sul mercato); di informazione (collegamento tra i due livelli precedenti e possibilitàdi comunicazione in tempo reale degli stakeholder tra loro e col sistema).Un altro Paese molto attivo sul piano dei progetti orientati verso l’implementazione delle SG all’internodel sistema elettrico attuale è l’Austria. In particolare, il progetto DG DemoNet (Active distributionnetwork operation with a high share of distributed generation) [47] mira a massimizzarel’integrazione, nella rete di distribuzione, delle unità di GD, senza dovere rinforzare la rete stessa.Nei progetti precursori del DG DemoNet, DG DemoNet-Concept e BAVIS, erano state sviluppateipotesi di controllo di tensione per reti MT con un’elevata presenza di GD. Tale sviluppo era statosvolto in ambienti di simulazione numerica. Punto di forza del progetto attuale è il fatto che i risultatiottenuti sono implementati in sezioni reali di rete.Il progetto austriaco ISOLVES:PSSA-M (Innovative Solutions to Optimise Low Voltage ElectricitySystems: Power Snap-Shot Analysis by Meters) si propone di sviluppare le condizioni tecniche necessarieper abilitare la connessione alle reti di bassa tensione di un numero elevato di impiantidi GD. In questo contesto il progetto intende mettere a punto metodi innovativi di analisi basatisull’utilizzo di contatori intelligenti, allo scopo di fornire lo stato della rete nelle sezioni più rilevanti.Il metodo proposto si basa su letture simultanee che interessano la condizione dell’intera rete inbassa tensione. L’analisi delle letture eseguite in un centinaio di reti BT appartenenti a contesti urbanie rurali consentirà di implementare, per la prima volta in reti a tal livello di tensione, un approcciodi tipo SG.Sempre in Austria, il progetto emporA (E-Mobile Power Austria) [48] riunisce settori dell’industriaautomobilistica, della tecnologia delle infrastrutture e del mondo energetico nel contesto dellamobilità elettrica.181

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIn relazione alle SG, esso si prefigge di realizzare una previsione e una stima online della GD edella richiesta energetica delle auto elettriche, di effettuare il controllo della generazione e della ricaricadelle auto per il mantenimento del bilancio di potenza, nonché il rispetto dei profili di tensione.Esso mira inoltre a sviluppare, per i sistemi DMS esistenti, l’applicazione di controlli avanzatidella tensione di distribuzione, oltre che a definire l’interfaccia verso i DSO delle colonnine di ricaricapubbliche e private e la struttura concettuale dei sistemi di automazione per le auto elettrichesituate in ambiti ad elevata concentrazione (ad esempio in parcheggi).Infine, a metà strada tra iniziative europee e nazionali, la Smart Grid D-A-CH Cooperation [49] rappresentauno sforzo coordinato nell’ambito dello sviluppo di prodotti ICT, di procedure e servizi perla riduzione dei costi dell’energia, dell’aumento della sicurezza della fornitura e della salvaguardiadel clima.L’iniziativa si focalizza sullo scambio di esperienze derivanti da progetti pilota nei Paesi D-A-CH(Germania, Austria, Svizzera) e in particolare si propone i seguenti obiettivi:• cooperazione tecnologica fra i tre Paesi per sviluppare e testare strategie d’implementazionedelle SG;• scambio di conoscenze e coordinamento delle politiche tecnologiche nazionali;• collaborazione per sviluppare soluzioni su questioni trasversali quali interoperabilità, standard,sicurezza, aspetti legali, modelli di business, ecc.;• coordinamento di attività pubbliche per aumentare l’accettabilità da parte degli utilizzatori e incoraggiareil trasferimento tecnologico.❑ 5.3.3 Il panorama italianoUltimo in questa presentazione dei progetti nazionali si riporta il contesto italiano, dedicandovi, conovvie motivazioni, un’attenzione maggiore.Caratteristica peculiare di tale contesto è la presenza della Ricerca di Sistema (RdS) [50], finanziatadal Ministero dello Sviluppo Economico attraverso accordi di programma con i principali centridi ricerca nazionali (con particolare riferimento a RSE e, per alcuni aspetti ENEA e CNR),finanziamenti che portano a un ampio programma di ricerca applicata sulle SG, con uno stanziamentodi circa 40 milioni di euro all’anno per il triennio 2009-2011.Obiettivo principale dei progetti RdS sulle SG è la messa a disposizione dei diversi attori del sistemaelettrico nazionale (utilizzatori domestici e industriali, distributori, gestore della Rete di TrasmissioneNazionale, produttori, regolatore) di studi, strumenti, metodi e dati, che favoriscano lo sviluppodel sistema secondo criteri di economicità, sicurezza e sostenibilità ambientale.In primo luogo occorre consentire una gestione ottimizzata del sistema elettrico attuale, la cuistruttura era stata concepita nella seconda metà del secolo scorso in una visione di sistema verticalmenteintegrato. Con l’attuale apertura del mercato elettrico la rete può subire situazioni dipesante congestione e ridotta disponibilità di capacità di trasporto, spesso legate al suo insufficientesviluppo strutturale, all’invecchiamento della sua componentistica e alla vulnerabilità dei sistemidi controllo e comunicazione, a fronte di possibili eventi naturali o attacchi intenzionali.In secondo luogo occorre disporre di strumenti che permettano di pianificare l’evoluzione del sistemaelettrico migliorandone la governance, orientandone le scelte di sviluppo ed utilizzando almeglio le leve di governo per perseguire gli obiettivi di economicità, sicurezza, funzionalità e so-182

Realizzazioni in corsostenibilità, considerando non solamente la rete italiana ma anche gli indispensabili collegamenticon il resto dell’Europa, con i Balcani e con i Paesi della costa Sud del Mediterraneo. La progressivaliberalizzazione del mercato elettrico richiede altresì una più precisa caratterizzazione del prodottoe una attenta attività regolatoria, per conciliare le misure di sempre maggiore attenzione aicosti di processo dei distributori con l’esigenza di garantire un livello adeguato di qualità della fornituraagli utilizzatori. Ogni schema regolatorio deve fondarsi su dati tecnici robusti e affidabili esulla disponibilità di tecnologie innovative.Infine, occorre tenere presente lo sviluppo sempre più veloce delle tecnologie di GD e le reti di distribuzioneattive. SG e GD sono due aspetti strettamente correlati, come già visto al Capitolo 3,in quanto la rapida diffusione della GD rappresenta la principale motivazione alla base dello sviluppodelle reti attive.I fondamenti delle linee di ricerca attualmente operative riguardano dunque, ad ampio spettro, lasicurezza delle infrastrutture elettriche attuali, gli scenari di sviluppo del sistema elettrico italianoe delle sue interconnessioni con i Paesi europei e mediterranei e le necessarie azioni regolatorieper garantire il mantenimento di un adeguato livello di qualità della fornitura.Più in dettaglio, gli obiettivi dei progetti RdS sulle SG sono i seguenti:• lo studio, la sperimentazione e la validazione in laboratorio e in campo di metodi e strumentiper la gestione ottimizzata del sistema elettrico attuale, dal punto di vista della durata di vitadei suoi componenti principali, considerando la vulnerabilità di altre infrastrutture critiche comequelle di comunicazione e controllo a fronte di rischi derivanti da attacchi deliberati alle infrastruttureinformatiche, e più generalmente a fronte di situazioni critiche;• lo sviluppo di strumenti per supportare il miglioramento della governance del sistema elettriconazionale nel perseguire obiettivi di economicità, sicurezza, funzionalità e sostenibilità;• lo sviluppo di metodologie e strumenti che supportino le interconnessioni fra il sistema elettricoitaliano e quello europeo, attività che comprenderà anche una valutazione dei costi (inclusi icosti esterni di natura ambientale) e dei benefici di specifici progetti di interconnessione (sullabase anche dell’analisi del potenziale delle diverse tecnologie di produzione nei Paesi confinanti),la caratterizzazione e lo sviluppo di soluzioni tecnologiche per il potenziamento delle interconnessionisia di tipo aereo che sotterraneo o sottomarino;• la messa a disposizione agli organi di regolazione degli strumenti e delle informazioni necessarieper arrivare alla definizione di possibili schemi regolatori della qualità del servizio elettrico,condivisi con gli utilizzatori e i distributori, e fondati su dati tecnici robusti e affidabili e sull’impiegodi tecnologie innovative;• il supporto a MSE e a AEEG per le iniziative internazionali che disciplinano la realizzazione diSG, con particolare riferimento alle iniziative della Comunità Europea;• lo studio di nuove misure per incrementare la quantità di GD nelle reti di distribuzione, quali,ad esempio, la possibilità di regolare la potenza immessa dai generatori o il prelievo dei carichi(le cosiddette “risorse attive”);• lo studio e la sperimentazione di funzioni di controllo e dispacciamento delle “risorse attive” sullabase delle specifiche esigenze dei distributori e dei clienti;• lo studio e la sperimentazione di tecnologie specifiche per la realizzazione delle SG (sistemi dicomunicazione, sensoristica innovativa, sistemi di potenza);183

Smart Grid. Le reti elettriche di domani• lo sviluppo e la sperimentazione di strumenti software per valutare l’impatto della GD sui costidi rete e sull’affidabilità di esercizio;• la valutazione di nuove modalità di esercizio della rete in presenza di “risorse attive”;• la valutazione degli effetti della GD sulla qualità del servizio della rete;• lo studio e la specifica di sistemi di misura di energia di nuova generazione (smart meter), ingrado di fornire agli utenti nuove funzionalità per un uso più efficiente ed economico dell’energiaelettrica;• la sperimentazione di sistemi innovativi di GD, adatti all’integrazione nelle future reti di distribuzioneattive, ovvero verifica funzionale, in termini di prestazioni e affidabilità, di cogeneratorie trigeneratori basati su microturbine, motori a combustione interna ed esterna, alimentaticon differenti tipologie di combustibili;• la caratterizzazione e il confronto di tecnologie di accumulo elettrico innovative e del loro impiegonelle reti attive, con la finalità di stimarne l’impatto sulla rete;• la verifica della potenzialità di sistemi prototipali di accumulo, mediante sperimentazione dilungo termine;• la definizione dello stato di maturità delle nuove tecnologie fotovoltaiche a film e verifica dellaconvenienza di utilizzo attraverso il confronto con la tecnologia basata sul silicio policristallinoe sul silicio ad alta efficienza;• la promozione dello sviluppo delle risorse energetiche rinnovabili integrate con interventi di efficienzaenergetica (ad esempio impiego della cogenerazione ad alto rendimento), attraversoattività dimostrative a carattere innovativo presso realtà che presentano un forte coinvolgimentodelle comunità locali e che possano essere esempi virtuosi replicabili.Il secondo risvolto delle Ricerca di Sistema nel settore delle SG riguarda progetti a finanziamentoparziale (fino al 50%) di dimostratori di media scala di tecnologie avanzate di rete. Il primo bandodi ricerca, conclusosi a metà del 2010, ha portato all’assegnazione di circa 25 milioni di euro. Semprenell’ambito delle attività promosse dal Ministero dello Sviluppo Economico sono da segnalarei progetti POI Energia 2007-2011 dedicati allo sviluppo delle infrastrutture delle Regioni Campania,Calabria, Sicilia e Puglia. In questo ambito sono stati attribuiti a Enel Distribuzione due progetti,rispettivamente da 77 e 127 milioni di euro, con l’obiettivo di realizzare l’assettoinfrastrutturale della rete intelligente, realizzare strutture di comunicazione atte alla riduzione dell’impattodei guasti di rete sui produttori connessi, al sezionamento remotizzato o automatico digeneratori in condizioni particolari di rete, la realizzazione di sistemi di regolazione avanzata dellatensione in presenza di GD, l’implementazione di tecnologie e metodologie per la gestione dellarete di distribuzione in configurazione magliata.Di particolare rilevanza, anche per il suo aspetto innovativo, è la Delibera AEEG ARG/elt 39/10 (Incentivialle aziende di distribuzione elettrica per gli investimenti nelle smart grids) [52], già citatain altre parti di questo documento, che riconosce un tasso maggiorato di ritorno degli investimentiai distributori che presentino progetti pilota sulle reti di distribuzione attive di media tensione(aventi cioè contro-flussi di energia dalla media verso l’alta tensione, a causa della presenza consistentedi GD), a dimostrazione dell’applicazione di soluzioni innovative di automazione, controlloe protezione di rete. Il bando conclusosi recentemente ha portato alla selezione di otto progetti,184

Realizzazioni in corsonelle provincie di Milano, Brescia, Isernia, Roma, Terni, Macerata, Macerata (2) e Aosta, finalizzatialla dimostrazione di tecnologie quali la comunicazione bidirezionale tra utente e distributore,i sistemi avanzati di supervisione e controllo (SCADA), l’automazione di rete, l’accumulo, la ricaricadi veicoli elettrici, la partecipazione dell’utente-produttore alla gestione della rete e all’ottimizzazionedei flussi energetici 4 .Tra i recenti progetti di SG, T&D Europe (European Association of the Electricity Transmission andDistribution Equipment and Services Industry) [51] ha promosso, con l’Università di Genova, unostudio che si propone di valutare come le future infrastrutture di Trasmissione e Distribuzione(T&D) contribuiranno al raggiungimento degli obiettivi EU 20/20/20. La metodologia sviluppata intendeconsentire la quantificazione dei possibili benefici ambientali e il miglioramento della qualitàdell’energia, conseguenti all’applicazione dei moderni prodotti e sistemi T&D sulle reti elettriche.L’approccio si basa sull’identificazione di opportuni indici di performance tecniche da utilizzare peruna classificazione dei benefici apportati dalle misure di miglioramento e potenziamento della retee per la definizione di reti test. I risultati saranno quantificati tramite parametri quali l’energia risparmiata,la quantità di CO 2 non emessa e l’incremento della penetrazione delle fonti rinnovabili,in relazione agli interventi di modernizzazione della rete elettrica.Anche in Italia l’attenzione rispetto all’utente domestico è notevole: il progetto ENERGY@HOME[53], che sta coinvolgendo alcuni consumatori selezionati su tutto il territorio italiano, è finalizzatoallo studio e allo sviluppo di servizi innovativi, basati sulla comunicazione tra gli elettrodomesticidi futura generazione dei produttori coinvolti (Electrolux e Indesit) e l’infrastrutturadei contatori elettronici installata in Italia, il Telegestore Enel. Tale struttura consentirà il controlloe la gestione da remoto dei consumi di elettricità, mediante l’infrastruttura di telecomunicazionisulla rete broadband fissa e mobile di Telecom Italia. Scopo del progetto è quindisviluppare un sistema di gestione in cui gli elettrodomestici “intelligenti’’ siano capaci di autogestirsi,regolando i consumi di energia dell’intera casa ed evitando così picchi e sovraccarichidi rete. Si tratta dunque di un ulteriore passo avanti verso le reti intelligenti, che in futuro consentirannol’invio di informazioni agli elettrodomestici; essi potranno “auto-programmarli” inbase alla disponibilità e al prezzo dell’energia, entrando in funzione nelle ore non di picco deiconsumi e a minor costo, evitando che il conta tore si stacchi per sovraccarico, bilanciandoneautomaticamente il consumo senza compromettere la corretta esecuzione dei cicli. Questonuovo sistema, inoltre, sarà anche in grado di fornire agli utenti informazioni circa i propri consumidomestici direttamente sul computer, sul cellulare o sul display dell’elettrodomestico. Grazieal facile accesso alle informazioni sui consumi e alla possibilità di scaricare programmipersonalizzati nell’ottica del risparmio energetico, i consumatori potranno così utilizzare in modo“intelligente” gli elettrodomestici, con l’obiettivo di rendere sempre più ef ficiente l’intero sistema.Nell’ambito della fase sperimentale, sono state messe a disposizione le migliori e più innovativesoluzioni tecnologiche: il sistema Telegestore con applicazioni opportunamenteadeguate per l’interazione con l’infrastruttura di telecomunicazione, gli elettrodomestici, la piat-4Il Politecnico di Milano ha svolto la funzione di advisor di sei delle otto iniziative selezionate dall’Autorità.185

Smart Grid. Le reti elettriche di domanitaforma di rete broadband fissa e mobile e la tecnologia wireless Zigbee per lo scambio di informazionicon i prototipi forniti dalle aziende coinvolte leader sul mercato italiano.Infine si cita il progetto Milano Wi-Power, promosso dal Politecnico di Milano e sviluppato da numerosipartner dal mondo della ricerca e dell’industria; il progetto ha l’obiettivo di testare prestazioni,affidabilità e applicabilità di diversi sistemi di comunicazione da interporre tra i relè diprotezione di Cabina Primaria e i Dispositivi di Interfaccia dei generatori diffusi sul territorio. Conl’introduzione di tali sistemi di comunicazione s’intende migliorare l’affidabilità delle protezioni elettrichedestinate alla separazione della generazione dalla rete. Il progetto è fondato sui riscontri sperimentaliottenuti da test realizzati tramite i dispositivi di trasmissione dati installati in una CabinaPrimaria e in un locale cogeneratore.Le tecnologie di comunicazione che ci si prefigge di analizzare sono: rete internet, sistema Wi-Fi,sistema WiMAX, Power Line Carrier (PLC) e fibra ottica.Per maggiori dettagli circa quest’ultimo progetto si rimanda al Capitolo 6, dov’è riportata una descrizionepuntuale delle sue motivazioni, dei risultati a cui ha portato e degli sviluppi futuri.Bibliografia[1] GridWise Alliance, http://www.gridwise.org[2] ISGAN, http://www.globalsmartgridfederation.org/isgan.html[3] Major Economies Forum on Energy and Climate “Technology Action Plan SMART GRID”. December2009, http://www.majoreconomiesforum.org/[4] OEB, http://www.oeb.gov.on.ca/OEB/[5] Luz paratodos, http://luzparatodos.mme.gov.br/luzparatodos/asp/[6] SGA, http://www.smartgridaustralia.com.au/[7] JUCCCE, http://www.juccce.com/[8] Power for All, http://www.powermin.nic.in/indian_electricity_scenario/power_for_all_target.htm[9] European Energy Research Alliance (EERA), http://www.eera-set.eu[10] Joint research Programme (JP) Smart Grids http://www.eera-set.eu/index.php?index=38[11] EEGI, http://www.smartgrids.eu/?q=node/170[12] R&D Plan, https://www.entsoe.eu/resources/consultations/closed-consultations/rd-plan/[13] DISPOWER, http://www.dispower.org[14] EU-DEEP, http://www.eu-deep.com[15] Fenix, http://www.fenix-project.org[16] Meta PV, http://www.metapv.eu186

Realizzazioni in corso[17] Twenties, http://www.twenties-project.eu[18] Smart-A, http://www.smart-a.org[19] Beywatch, http://www.beywatch.eu[20] DEHEMS, http://www.dehems.eu[21] Open Meter, http://www.openmeter.com[22] More Microgrids, http://www.microgrids.eu[23] Grow-Ders, http://www.growders.eu[24] SEESGEN-ICT, http://seesgen-ict.erse-web.it[25] OpenNode, http://www.opennode.eu[26] ADDRESS, http://www.addressfp7.org[27] SUSPLAN, http://www.susplan.eu/[28] Network of Excellence DER-LAB, http://www.derlab.eu[29] DERri, http://www.der-ri.net[30] Mobi-E, http://www.mobie.pt/en/homepage[31] InovGrid, http://www.inovcity.pt/en/Pages/inovgrid.aspx[32] PRIME, http://www.prime-alliance.org/[33] Malaga Smartcity, http://portalsmartcity.sadiel.es/[34] Meters and More, http://www.metersandmore.eu[35] LENS, http://www.ofgem.gov.uk/Networks/Trans/Archive/ElecTrans/LENS/Pages/LENS.aspx[36] FlexNet, http://www.noe-flexnet.eu[37] EDRP, http://www.ofgem.gov.uk/sustainability/edrp/Pages/EDRP.aspx[38] ASC, http://www.amsterdamsmartcity.com/[39] Linky, http://linky.erdfdistribution.fr[40] E-Energy, http://www.e-energy.de[41] eTelligence, http://www.etelligence.de[42] E-DeMa, http://www.e-dema.de[43] MeRegio, http://www.e-energy.de/de/meregio.php[44] Mannheim model city, http://www.modellstadt-mannheim.de[45] RegModHarz, http://www.regmodharz.de[46] Smart Watts, http://www.smartwatts.de[47] DG DemoNet, www.nachhaltigwirtschaften.at/edz_pdf/1012_dg_demonetz_konzept.pdf187

Smart Grid. Le reti elettriche di domani[48] emporA, http://www.austrianmobilepower.at/[49] Smart Grid D-A-CH Cooperation, http://www.SmartGrids-D-A-CH.net[50] Ricerca di Sistema (RdS), http://www.erse-web.it/testi/ricerca_di_sistema.aspx?idN=12[51] T&D Europe, http://www.tdeurope.eu/en/home/[52] Delibera ARG/elt 39/10 “Procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi al trattamentoincentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell’Allegato A alla deliberazione dell’Autoritàper l’energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07”.[53] Energy@home, http://www.enel.com/it-IT/media/press_releases/release.aspx?iddoc=1624915[54] AlpEnergy, www.alpenergy.net188

Capitolo 6Un’esperienza dimostrativa in Lombardia:il progetto Milano Wi-Powerdi Davide Falabretti e Mauro Pozzi

Smart Grid. Le reti elettriche di domani6.1 GeneralitàIl grande cambiamento nella configurazione dei sistemi elettrici al quale si sta assistendo in questiultimi anni, legato al sempre maggiore coinvolgimento nel processo di generazione di energiaelettrica di impianti di taglia medio-piccola, da connettere alle reti di distribuzione, da un lato,porta ad indubbi vantaggi in termini di maggior sfruttamento delle risorse rinnovabili e di diversificazionedel mix energetico per la produzione di energia elettrica, ma, dall’altro, evidenzia numerosecriticità nella programmazione/regolazione/protezione del sistema elettrico, che possonodeterminare una riduzione dell’affidabilità e della robustezza delle reti attuali.Come introdotto nei capitoli precedenti, infatti, il nuovo paradigma, identificato con il termine GenerazioneDiffusa (GD), consente di differenziare le fonti energetiche primarie per la conversione inenergia elettrica, ma introduce anche problematiche dovute non solo al fatto che le attuali reti didistribuzione sono gestite come reti passive, cioè presupponendo che non vi sia iniezione di potenzaattiva dall’utente verso la rete, ma anche alla struttura stessa delle reti, ai valori delle correntidi guasto, e, non da ultimo, alla quantità dei flussi di potenza per cui esse sono state sviluppate.In tale ottica si sottolinea come, benché il tema della GD, e conseguentemente quello delle SG,siano oggi di grande attualità (entrambi largamente discussi e analizzati a molteplici livelli, daquelli tecnici a quelli economici e sociali), non vi sia una reale e consolidata esperienza acquisitada sperimentazioni sul campo, sia a causa della difficoltà pratica di attuazione di detti progetti, siaper i limiti imposti dalla normativa vigente che non favorisce la loro comparsa (circa la normativasi anticipa, per il contesto italiano, la sfidante evoluzione introdotta con la ARG/elt 39/2010, accennatanei capitoli precedenti e che in seguito verrà approfondita).Allo scopo di colmare le lacune appena citate nell’ambito della sperimentazione delle SG, il progettoMilano Wi-Power si pone come obiettivo la ricerca e l’implementazione sul campo di soluzionialle problematiche introdotte dalla penetrazione di GD nelle reti di distribuzione. L’evoluzioneda esso proposta consta di un nuovo sistema costituito da un idoneo canale di comunicazione trale protezioni di Cabina Primaria (CP) del distributore e i siti di GD che a essa afferiscono. Scopo ditale canale è lo scambio di dati tra i due sistemi di protezione, al fine di sopperire alle limitate prestazionidelle logiche di funzionamento a carattere locale degli attuali Sistemi di Protezione di Interfacciadelle utenze attive (meglio approfondite nel focus seguente).Focus sulle problematiche associate ai Sistemi di Protezione di InterfacciaCome anticipato nel Capitolo 3, la corretta e affidabile separazione delle utenze attive dallarete è garantita dalla presenza e dal funzionamento del Sistema di Protezione di Interfaccia(SPI), che equipaggia obbligatoriamente tutte le unità GD. Tale sistema di protezione,riscontrabile in tutti i sistemi elettrici in Europa, deve avere, sulla rete italiana, prestazioniparticolari, in riferimento alla massiccia presenza di sistemi di automazione evoluti. Un primolivello di automazione di rete (che può essere direttamente associato alle protezioni) consistenella presenza delle cosiddette richiusure automatiche, ovvero di sistemi in grado di190

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Powerrichiudere l’interruttore in testa alla linea a seguito di un’apertura su guasto. Il funzionamentotipico di questi sistemi di richiusura (diffusissimi su tutta la rete di media tensione)si basa su un ciclo di attesa di qualche centinaio di millisecondi a seguito di un guasto; dopotale attesa, l’interruttore viene richiuso e la tensione viene rilanciata lungo la linea.Questo sistema di richiusura automatica è stato concepito nella visione di una rete sottesapuramente passiva. In questo caso, infatti, le utenze vengono rialimentate e percepisconosoltanto una breve interruzione per il tempo necessario alla richiusura medesima (interruzionetransitoria).Nel caso invece di presenza di GD lungo le linee MT, la gestione delle richiusure diviene piùcomplessa, in quanto è necessario evitare che vengano effettuate quando lungo la lineasono ancora connessi dei generatori. In questa situazione, infatti, la richiusura dell’interruttorein CP potrebbe causare un parallelo in controfase, con la conseguenza di possibili danniper le macchine.Ulteriori problemi, legati alla gestione dei sistemi di automazione di rete, si possono avere:• quando uno o più impianti di produzione continuano ad alimentare una porzione dellarete elettrica di distribuzione successivamente alla disconnessione della medesimaporzione dal resto della rete (fenomeno dell’isola indesiderata);• quando il generatore, in caso di guasto sulla linea MT alla quale è connesso, continuaad alimentare il guasto stesso, rendendo vana la richiusura (richiusura negativa).L’attuale strategia impiegata per evitare simili situazioni indesiderate è basata sulla rapidadisconnessione dei generatori in caso di apertura dell’interruttore di CP. In particolare, gliimpianti di produzione connessi alla rete di media tensione sono dotati di un dispositivoautomatico in grado di attuare la disconnessione dalla rete in caso di perdita della rete medesima,per comando del sistema di protezione dell’interfaccia (SPI).Tuttavia, data l’assenza di sistemi di comunicazione tra la CP e i singoli generatori, le informazionidi cui dispongono i relè di interfaccia (SPI) sono esclusivamente di tipo locale,in particolare la tensione e la frequenza della rete viste in corrispondenza del dispositivodi interfaccia dell’utente attivo. L’azione del DDI è pertanto basata sulle misure locali ditensione e frequenza: nello specifico i relè di interfaccia agiscono in base a soglie di minimae massima frequenza (protezioni 81U, 81O), e minima e massima tensione (protezioni27 e 59). Si presume infatti che la porzione di rete non più connessa con ilcomplessivo sistema nazionale manifesti un transitorio significativo di tensione e frequenza,tale da causare l’intervento della protezione di interfaccia che aziona il DDI.Naturalmente, il verificarsi del transitorio di frequenza (e tensione) è subordinato alla specificasituazione di esercizio in cui la linea si trova al momento dell’apertura dell’interruttoredi CP. Qualora il flusso sia significativo, il transitorio sarà probabilmente in grado difar intervenire le protezioni di interfaccia dei generatori; qualora, invece, esso sia trascurabile,il transitorio sarà di minore entità e ciò diminuirà la probabilità di intervento delleprotezioni, con conseguenti problemi di esercizio (e, potenzialmente, di sicurezza delpersonale).191

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniLa strategia su cui è basato l’intervento delle protezioni di interfaccia risulta critica nonsolo per l’esercizio delle linee di distribuzione, ma anche (fatto poco noto ai non addettiai lavori) per la sicurezza del complessivo sistema elettrico nazionale. Infatti, focalizzandol’attenzione sulle soglie di frequenza, è possibile notare come esse siano particolarmenterestrittive, in modo da eliminare la presenza dei generatori in un tempo molto breve dall’occorrenzadi un evento di perdita di rete (per esempio, 200 ms), e consentire così il correttofunzionamento delle richiusure automatiche. In particolare, le soglie sono regolatea valori molto prossimi alla frequenza nominale: 50,3 Hz per la massima e 49,7 Hz per laminima frequenza. La presenza di soglie prossime al valore nominale comporta notevolicontroindicazioni; infatti, il raggiungimento di frequenze così vicine a 50 Hz è possibileanche in condizioni di funzionamento diverse da quelle di perdita di rete.È doveroso ricordare che simili condizioni si sono avute durante passati episodi di disserviziodiffuso, per esempio il 28 settembre 2003 o il 4 novembre del 2006. In particolare, nell’ultimodisservizio citato la variazione di frequenza che ha interessato l’intera rete ditrasmissione nazionale ha messo fuori servizio una significativa quota di generatori sullereti a tensioni minori (che i report ufficiali stimano in circa 900 MW). Se si proietta questasituazione nel futuro, è facile intuire come la presenza di varie migliaia di megawatt di GDrenda il sistema elettrico meno sicuro e pericolosamente instabile in caso di fenomeni di sottofrequenza,simili a quelli allora accaduti.6.2 Il progetto Milano Wi-PowerIl progetto Milano Wi-Power nasce nel marzo 2009 con l’intento di sviluppare un’infrastrutturadi comunicazione tra CP e utenti attivi ad essa sottesi: obiettivo è permettere un funzionamentodelle protezioni di interfaccia dei generatori diffusi sul territorio in modo coordinato conla rete elettrica a cui l’impianto afferisce. Tramite l’introduzione di un idoneo sistema di trasmissionedati si intende quindi sopperire all’odierna inefficienza di gestione delle protezioni elettrichedestinate alla separazione della generazione dalla rete, sia nell’ambito delle utenzeconnesse alla rete di distribuzione in media tensione, sia nell’ambito delle utenze connesse inbassa tensione.Il progetto ha visto la collaborazione, oltre che del Politecnico di Milano, con i propri dipartimentidi Energia e di Elettronica e Informazione, anche di partner industriali di primo piano appartenentisia all’ambito nazionale che internazionale.Durante il proprio corso l’attività si è articolata in diverse fasi rivolte, da un lato, a individuareun’architettura ottimale del sistema di comunicazione, dall’altra a testare prestazioni, affidabilitàe applicabilità di diversi vettori di comunicazione da interporre tra i relè di protezione di CP e i DispositiviDi Interfaccia della GD. L’approccio utilizzato è stato fin dall’inizio fortemente sperimen-192

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Powertale: una parte rilevante dell’attività di ricerca è stata infatti dedicata alle prove sul campo deimezzi di trasmissione proposti e degli apparati di nuova concezione.In particolare, il progetto è fondato sui riscontri ottenuti dai test realizzati tramite i dispositivi ditrasmissione dati installati nella CP di Musocco (di proprietà di A2A) e nel locale cogeneratore delPolitecnico di Milano (sede Bovisa) – Figura 6.1. Ulteriori simulazioni sono state svolte, di volta involta, in collaborazione con i diversi partner del progetto, al fine di valutare l’efficacia delle architettureproposte in relazione ai dispositivi specifici.In generale, le tipologie di vettori di comunicazione prese in esame per valutarne aspetti negativie potenzialità sono le seguenti:• Digital Subscriber Line (DSL);• Power Line Carrier (PLC);• Wi-Fi;• WiMAX;• fibra ottica.Infine, nel settembre 2010, l’architettura di sistema sviluppata nel progetto Milano Wi-Power è stataadottata da A2A Reti Elettriche (con i dovuti sviluppi e ampliamenti) come base per il proprio progetto“Smart Grids”, oggetto di richiesta di incentivazione all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gasai sensi della Delibera ARG/elt 39/10 [4], successivamente accolta con Delibera ARG/elt 12/11 [5],come meglio dettagliato nel paragrafo 6.7.Figura 6.1 Vista della Cabina Primaria di Musocco e della sede Bovisa del Politecnico di Milano con schemadi principio del sistema di comunicazione193

Smart Grid. Le reti elettriche di domani❑ 6.2.1 Partner del progettoVolendo caratterizzare il progetto Milano Wi-Power con il sopracitato approccio sperimentale, è apparsaevidente fin da subito la necessità di partecipazione di soggetti operanti nel mondo dell’industriaelettrica e delle telecomunicazioni. Le potenzialità di tali soggetti sono infatti risultatedeterminanti, sia grazie all’apporto che hanno fornito in fase di concepimento e successiva industrializzazionedei dispositivi innovativi, sia per l’esperienza con cui essi hanno contribuito nelle fasipiù critiche del lavoro.In particolare, ovvia è stata la scelta di adottare A2A Reti Elettriche quale principale interlocutoreper l’individuazione di un sito dove mettere in pratica i risultati dell’attività di ricerca e progettazione;questo sia per il forte legame che l’azienda ha da sempre con il Politecnico di Milano, cheper il ruolo di prim’ordine che A2A ricopre nel settore della distribuzione elettrica in Italia.Oltre ad A2A, i soggetti che hanno partecipato attivamente alle diverse fasi del progetto sono:• Thytronic;• SELTA;• RSE;• MobiMESH;• Retelit.Come già spiegato, in ambito accademico il Politecnico di Milano ha preso parte all’attività, sia conil proprio Dipartimento di Energia che attraverso il Dipartimento di Elettronica e Informazione (DEI).Infine, esperti del Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI) e dell’Autorità per l’Energia Elettrica e ilGas (AEEG) hanno assistito a specifiche fasi dell’attività.Di seguito è fornita una breve presentazione dei partner del progetto Milano Wi-Power.A2A è la multiutility nata l’1 gennaio 2008 dalla fusione tra AEM S.p.A. Milano e ASM S.p.A. Brescia,con l’apporto di Amsa ed Ecodeco, le due società ambientali acquisite dal Gruppo.Il Gruppo A2A è principalmente impegnato nei settori:• della produzione, vendita e distribuzione di energia elettrica;• della vendita e distribuzione di gas;• della produzione, distribuzione e vendita di calore tramite reti di teleriscaldamento;• della gestione dei rifiuti;• della gestione del ciclo idrico integrato.Le attività di A2A sono organizzate in 4 “filiere” (energia, calore e servizi, ambiente e reti), cuivanno aggiunti i servizi, sia di corporate che di altra natura.In particolare la distribuzione di energia elettrica è gestita dalla società del Gruppo A2A Reti ElettricheS.p.A. Essa, nata dalla fusione delle due società AEM Distribuzione Energia Elettrica S.p.A.e ASM Distribuzione Elettricità S.r.l., assicura il servizio di distribuzione dell’energia elettrica ad oltre194

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Powerun milione di clienti, erogando più di 12.000 GWh all’anno. È presente nelle province di Milano eBrescia e in altri 59 comuni, distribuiti nell’hinterland milanese e nelle zone del Lago di Garda edella Valsabbia. Gestisce più di 12.000 chilometri di reti di distribuzione in alta, media e bassatensione, 58 Cabine Primarie e sottostazioni e più di 8300 Cabine Secondarie.Thytronic S.p.A. nasce nel 1965 a Padova con il dichiarato scopo di progettare e produrre relè diprotezione elettrica con tecnologia statica, un campo del tutto innovativo per un prodotto, all’epoca,tradizionalmente di tipo elettromeccanico.Nella fase iniziale della propria vita Thytronic si occupa della realizzazione di relè di protezione amperometrici,voltmetrici e differenziali per bassa tensione, e di relè di controllo e automazione industriale,quali temporizzatori e dispositivi fotoelettrici. Successivamente realizza, con propria progettazione,una linea di protezioni per reti di distribuzione in media tensione e per macchine elettriche.Dagli anni Settanta la sede di Thytronic si sposta a Milano. Oggi Thytronic è un’azienda leader nellaprogettazione e nella realizzazione di protezioni basate sulle nuove tecnologie microelettroniche,che sfruttano i benefici derivanti dall’elaborazione numerica dei segnali.SELTA S.p.A. (Società ELettronica Trasmissione ed Automazione) nasce nel 1972 a Milano comelaboratorio di progettazione, con l’obiettivo di applicare alle telecomunicazioni i continui progressidell’elettronica, in particolare nei sistemi di telecontrollo e di trasmissione su elettrodotto ad altatensione. La società cresce rapidamente e nel 1980 si trasferisce nel nuovo stabilimento di Cadeo(PC), mentre nel 1982 viene avviata a Porto D’Ascoli SELTA TELEMATICA (oggi SELTATEL), perlo sviluppo e la produzione di sistemi di telecomunicazione aziendale.Al termine degli anni ’90, SELTA inizia a operare anche nell’ambito delle tecnologie per l’accessoalle reti pubbliche di telecomunicazione, settore in cui oggi occupa una posizione di preminenza,collaborando con importanti carrier internazionali.Negli ultimi anni SELTA ha significativamente allargato le proprie competenze applicative rendendodisponibili sistemi di avanguardia per l’automazione delle stazioni elettriche e per il segnalamentoferroviario.RSE S.p.A. (Ricerca sul Sistema Energetico) sviluppa attività di ricerca nel settore elettroenergetico,con particolare riferimento ai progetti strategici nazionali, di interesse pubblico generale, finanziaticon il Fondo per la Ricerca di Sistema. La Società è partecipata totalmente da capitalepubblico, avente come socio unico GSE S.p.A.RSE nasce nel 1956 come CESI, è poi riorganizzata in CESI RICERCA (2005) e nel 2009, a seguitodell’acquisizione da parte di ENEA avvenuta nel 2006, assume la nuova denominazioneENEA – Ricerca sul Sistema Elettrico S.p.A., in forma breve ERSE S.p.A.195

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIl 15 luglio 2009 GSE (Gestore Servizi Elettrici) acquisisce da CESI S.p.A. il 49% del capitale sociale.Infine, il 21 luglio 2010, a seguito del ruolo di socio unico adottato dal GSE, la società haassunto la denominazione attuale RSE S.p.a.Le attività dell´azienda coprono l´intera filiera elettroenergetica in un´ottica essenzialmente applicativae sperimentale, assicurando la prosecuzione coerente di tutte le attività di ricerca in corsoe lo sviluppo di quelle future.MobiMESH S.r.l. è uno spin-off del Politecnico di Milano fondato nel 2008 da un gruppo di docentie ricercatori insieme a Voismart, partner industriale e commerciale. Le soluzioni innovative di MobiMESHsono il frutto della ricerca svolta presso l’Advanced Network Technologies Laboratory (AN-TLab) del Politecnico di Milano.MobiMESH sviluppa prodotti e soluzioni innovative per reti wireless mesh, cioè per reti completamentewireless concepite per liberare le reti Wi-Fi dalla necessità di interconnettere tra loro i puntid’accesso mediante cablaggio. Esse possono essere usate in tutti gli scenari nei quali il cablaggionon è possibile, o economicamente non conveniente, come le città, le installazioni temporanee,gli edifici storici e le aree protette.Molte applicazioni possono essere abilitate dalle reti wireless mesh come l’accesso a internet domesticoe per utenti nomadici, la video sorveglianza, servizi VOIP privati e pubblici, monitoraggioambientale, servizi informativi per il turista, ecc.Retelit S.p.A. è un operatore attivo nell’ambito delle telecomunicazioni dal 1996, specializzato nellafornitura di servizi a banda larga a carrier nazionali ed internazionali, Internet Service Provider(ISP), Application Service Provider (ASP), enti della Pubblica Amministrazione e grandi aziende.Gli asset che consentono a Retelit di competere con successo sul mercato italiano si basano su:• un network in fibra ottica di 6.808 chilometri, otto reti metropolitane nelle principali cittàitaliane, oltre 200 città in rete e 28 data center;• una rete logica di ultima generazione, con capacità di trasporto praticamente illimitata, disegnataper erogare servizi IP/MPLS e connessioni ad alta velocità su architettura DWDM ed SDH.I servizi sono disponibili su tutto il territorio nazionale e beneficiano della presenza diretta di Retelitcon proprie MAN nelle città di Roma, Milano, Torino, Padova, Bologna, Reggio Emilia, Napoli e Bari.❑ 6.2.2 Caratteristiche dei siti della sperimentazioneAl fine di valutare prestazioni e affidabilità dei diversi canali di comunicazione, la CP di Musocco(Figura 6.2), di proprietà di A2A, e un cogeneratore di proprietà del Politecnico di Milano (installatopresso il Dipartimento di Energia nella sede di Milano Bovisa), sono stati muniti degli appositidispositivi di comunicazione sperimentali.196

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-PowerL’ubicazione dei siti ha caratterizzato profondamente i risultati della sperimentazione, favorendodeterminati mezzi trasmissivi e sfavorendone altri. Ad esempio, essendo sia la CP che il cogeneratoreappartenenti a un contesto fortemente urbanizzato come Milano, la trasmissione di datitramite vettori di comunicazione via etere ne è risultata sfavorita: le problematiche di natura autorizzativa,unite alla difficoltà di garantire la visibilità tra le antenne attraverso lo skyline di Milano,hanno fatto propendere per un utilizzo in questi casi di altre tecnologie: in modo particolaredella rete pubblica cablata. Quest’ultima, quindi, grazie alla sua copertura capillare sul territoriodi Milano, è stata la prima tecnologia presa in considerazione per la sperimentazione e, in scenaridi questo tipo, è attualmente la favorita.Figura 6.2 Posizione geografica della Cabina Primaria A2A di Musocco (indicatore blu) e del campus Bovisadel Politecnico di Milano (indicatore verde)❑ 6.2.3 Cronistoria del progettoLa cronistoria del progetto, articolata nelle diverse fasi di sviluppo dei dispositivi innovativi e di valutazionesperimentale delle tecnologie di comunicazione, è riportata in Figura 6.3, sottoforma didiagramma di Gantt.Una breve descrizione delle varie attività che costituiscono il progetto è invece riportata nel seguito(la numerazione è la medesima impiegata nel diagramma di Gantt):197

Smart Grid. Le reti elettriche di domani1) concettualizzazione del progetto, identificazione dei siti della sperimentazione ed elaborazionedi massima delle apparecchiature;2) sviluppo del relè di interfaccia telecontrollato Thytronic;3) prove di visibilità tra antenne Wi-Fi, triangolazione antenne tra Bovisa e Musocco e richiestadelle autorizzazioni necessarie;4) prove di invio segnali di ping, per mezzo di vettore di comunicazione DSL, attraverso reteinternet; segnali scambiati tra personal computer posizionati in diverse località del nord Italiae il relè di interfaccia Thytronic situato nella CP di Musocco;5) prove di invio segnali di intertrip, per mezzo di vettore di comunicazione DSL, attraverso reteinternet con protocollo proprietario, segnali scambiati tra un relè di interfaccia Thytronic postonella sede dell’azienda stessa e un relè situato nella CP di Musocco;6) prove di invio segnali di intertrip, per mezzo di vettore di comunicazione DSL, attraverso reteinternet integrata con rete Wi-Fi con protocollo proprietario; segnali scambiati tra un relè diinterfaccia Thytronic posto nel campus Bovisa del Politecnico e uno stesso relè situato nella CPdi Musocco;7) sviluppo e programmazione delle apparecchiature SELTA e successive prove di comunicazione,per mezzo di vettore di comunicazione DSL su rete internet, con protocollo IEC 61850, traCadeo (sede SELTA) e sede Bovisa Politecnico;8) sviluppo della soluzione WiMAX e installazione delle antenne;9) prove di invio segnali di intertrip attraverso rete WiMAX con protocollo IEC 61850, scambiatitra il campus Bovisa del Politecnico e la CP di Musocco.Figura 6.3 Diagramma di Gantt del progetto Milano Wi-Power198

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power6.3 Architettura del sistemaAl fine di porre rimedio alle criticità degli attuali Dispositivi Di Interfaccia (DDI), capaci di rilevareunicamente grandezze elettriche di carattere locale, è necessario, come già anticipato al paragrafo3.4, inserire un’infrastruttura di comunicazione fra questi ultimi e la CP a cui essi risultanosottesi. Tale canale di comunicazione può essere realizzato tramite differenti tecnologie (ognunadelle quali con i propri pregi e difetti) la cui scelta non influisce in modo significativo sull’architetturadi principio del sistema.Nell’ipotesi di considerare il sistema di distribuzione in funzionamento nel solo assetto radiale, edi trascurare in prima analisi le possibilità di controalimentazione e di riconfigurazione della retein caso di anomalie o guasti, è possibile implementare una logica di controllo di tipo master–slave.Il relè di protezione di linea posto in CP funziona da master, mentre i sistemi di protezione di interfacciadella GD installata sulla linea sottesa alla protezione in CP assolvono la funzione di slave.Il sistema di comunicazione garantirebbe la possibilità di gestione della GD, e una maggiore affidabilitànel suo distacco o nel suo mantenimento in linea, in caso di necessità dettate da preciselogiche di funzionamento.In Figura 6.4 è illustrata la logica di comunicazione tra il relè master e il relè slave. In presenza dicomunicazione il relè master scambia informazioni con i relè slave, che attuano le logiche di funzionamentoe le soglie in frequenza e tensione loro imposte dal relè master. In assenza di comunicazionei relè slave lavorano invece su logiche e soglie locali, come attualmente prescritto dallanormativa vigente.Figura 6.4 Rete MT con GD e integrazione con il sistema di comunicazione199

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIn presenza di un simile sistema di trasmissione-ricezione sulle reti di distribuzione è possibile implementarenuove logiche per la commutazione delle soglie di tensione e frequenza del DDI, inmodo da renderle meno restrittive e più performanti in relazione al corretto funzionamento delsistema.Alcuni vantaggi che potrebbero derivarne sono legati alla possibilità di:• aumentare in maniera decisiva l’affidabilità della protezione di interfaccia nel disconnettere ilgeneratore quando necessario;• diminuire gli scatti intempestivi della protezione di interfaccia;• evitare il distacco dell’utente attivo in condizioni di emergenza della Rete di TrasmissioneNazionale;• far contribuire la generazione degli utenti attivi, oltre a quella delle grandi centrali, a sostenerela Rete di Trasmissione Nazionale in condizioni di emergenza.In Figura 6.5 è mostrata una possibile gestione delle soglie di intervento in frequenza e tensionedella protezione di interfaccia.Figura 6.5 Soglie di comando del DDI in presenza (azzurre) e in assenza (rosse) di comunicazione200

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-PowerSi tratta della gestione della protezione di interfaccia su due diversi set di regolazioni. In presenzadel sistema di comunicazione sono attive le regolazioni indicate in azzurro, che consentono al generatoredi funzionare con maggiori tolleranze (per esempio, 48,5 Hz in sotto frequenza e 51,5 Hzin sovra frequenza).Viceversa, qualora il sistema di comunicazione non fosse disponibile, sono attive le regolazionirosse della figura; conformemente alla Norma CEI 0-16 [2], per la frequenza, la zona di possibilefunzionamento va da 49,7 a 50,3 Hz.6.4 Aspetti tecnologici legati ai sistemi di telecomunicazioneDi seguito è presentata una panoramica dei diversi sistemi di comunicazione oggetto di sperimentazionenel progetto Milano Wi-Power. Per ciascuno sono state effettuate prove di affidabilità (intermini di pacchetti di dati giunti a destinazione con le tempistiche obiettivo) e ne sono stati valutatipregi e difetti in relazione al contesto di installazione (urbano, piuttosto che rurale). Sonostate inoltre prese in considerazione possibili integrazioni tra le diverse tecnologie; si sono cioè realizzaticanali di trasmissione basati in parte su un vettore (ad esempio, Wi-Fi) e in parte su un altro(ad esempio, rete cablata).❑ 6.4.1 DSL (Digital Subscriber Line)La rete internet con connessione DSL, per estensione e per capillarità di diffusione sul territorio,nonché per i minimi costi di esercizio e di struttura, risulta la prima candidata tra i vettori di comunicazione,pur di considerare le problematiche legate alla sicurezza dell’informazione, alla necessitàdi avere indirizzi IP pubblici e ai tempi di trasferimento dei messaggi tra CP e GD in casodi un intenso traffico di dati in rete.❑ 6.4.2 PLC (Power Line Carrier)Il sistema PLC è una modalità di comunicazione dati che sfrutta quale supporto i conduttori delle retielettriche. Le comunicazioni sulla rete di trasmissione (in alta tensione) avvengono già oggi con sistemaPLC; l’idea è perciò quella di applicare tale sistema di comunicazione anche alle reti di distribuzione inmedia e bassa tensione, al fine di valutarne benefici e limitazioni di continuità (cavi elettrici suscettibilia guasti, discontinuità dovute a trasformatori MT/BT, possibile presenza di linee aperte, ecc.).La sperimentazione in tale direzione ha messo in luce come la comunicazione tramite PLC sul latomedia tensione sia di fatto complessa, in termini di costi della tecnologia e di prestazioni (ancorada verificare, almeno per applicazioni quali quella sviluppata nel progetto); essa risulta però accettabileper scambio di informazioni su brevi tratte all’interno della rete di bassa tensione dell’edificionel quale è situato il sito di generazione (vale a dire nell’ambito delle Home Area Network –HAN – definite nel Capitolo 4).❑ 6.4.3 Wi-Fi e WiMAXLe reti Wi-Fi, attualmente in via di diffusione sul territorio nazionale, sono infrastrutture relativamenteeconomiche, di veloce attivazione e che permettono di realizzare sistemi flessibili per la tra-201

Smart Grid. Le reti elettriche di domanismissione di dati usando frequenze radio, che estendono o collegano reti esistenti creandone dinuove. Le antenne Wi-Fi generalmente sono parabole poste sui tralicci elettrici e dietro i campanili(che tipicamente sono i punti più alti nel paesaggio nazionale). Ciò evita un onere elevato per la costruzionedi supporti dedicati. Le antenne delle singole case sono invece poste sui tetti. Per tali motivazioni,il Wi-Fi è uno strumento di interesse per lo studio delle comunicazioni tra il relè di CP e leprotezioni di interfaccia della DG. In aggiunta alla tecnologia Wi-Fi, la più recente tecnologia WiMAXpermette di sfruttare per la comunicazione sia bande proprietarie che bande libere, e coprire distanzemaggiori, mantenendo comunque il vincolo di avere una condizione di “visibilità” tra antenne comunicanti(condizione che può risultare, in ragione della conformazione del territorio, limitativa).A fronte quindi di costi più consistenti per l’infrastruttura (se paragonati a soluzioni come l’impiegodella rete cablata) e possibili problemi di natura autorizzativa, le reti Wi-Fi e WiMAX permettono dicoprire facilmente lunghe distanze (2-3 chilometri le prime, fino a qualche decina di chilometri le seconde)qualora l’installazione avvenga in siti poco urbanizzati. I territori rurali, spesso non oggettodi copertura da parte delle reti cablate, sono quindi i maggiori fruitori di questa tecnologia.❑ 6.4.4 Fibra otticaIl sistema di comunicazione con fibra ottica permette infine di realizzare un canale dedicato alla comunicazionedelle protezioni. Tale supporto di comunicazione tuttavia comporta significativi interventistrutturali legati alla sua posa, che fanno ritenere un impiego su suolo pubblico di difficile attuazione.L’applicazione all’interno dell’impianto d’utenza risulta invece fattibile, pur di considerare il maggiorcosto d’installazione e di traduzione dell’informazione tra un supporto di comunicazione e l’altro.Appare evidente come, prevedendo in futuro la posa di un opportuno vettore di comunicazione inoccasione di ogni manutenzione della rete che richieda l’intervento sui cavi e/o linee di trasmissionedell’energia, la fibra ottica appaia come il vettore con le caratteristiche migliori. Si rimarcainfatti come il principale costo di installazione delle connessioni in fibra ottica sia da associarsi alleopere civili (scavi, ecc.) e non al costo proprio del vettore dati.6.5 Protocollo di comunicazione e segnali scambiati❑ 6.5.1 Sviluppi propostiIl progetto Milano Wi-Power ha affrontato, oltre allo sviluppo dei mezzi trasmissivi idonei alloscambio di informazioni tra Cabina Primaria e DDI, anche lo studio dello standard protocollare necessarioa tale scopo, nonché delle informazioni che è richiesto scambiare tra i vari dispositivi delsistema.Nel prosieguo del capitolo si approfondiscono questi aspetti, a cominciare dalle proprietà richiesteal protocollo impiegato, riportate nel seguito:• il protocollo scelto deve essere ampiamente condiviso, sia dai soggetti coinvolti nel progettosia dal complessivo panorama tecnico nazionale e internazionale, in modo da favorire possibilievoluzioni future di questa tecnologia nella direzione dell’aumento delle funzioni supportate edel loro miglioramento, nonché di una sempre più efficiente integrazione con gli altri dispositivie infrastrutture di rete;202

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Power• lo standard deve essere adatto alle funzioni che si vogliono implementare. Infatti, esso devepermettere la trasmissione delle informazioni desiderate nei tempi voluti. Gli standard di comunicazionepossono essere più o meno ingombranti (in termini di quantità di dati che bisognacomplessivamente inviare per implementare una data funzione); sono quindi favoriti nella sceltai protocolli che, a pari funzionalità offerte, garantiscono un minor numero di dati inviati;• lo standard deve essere facilmente implementabile nei relè e, in futuro, negli altri dispositivi daintegrare nel sistema di automazione. La conversione da protocolli proprietari a protocolli standardpuò necessitare di una cospicua potenza di calcolo, che gli odierni relè elettronici nonpossiedono. L’incremento di tale potenza potrebbe impattare in modo considerevole sui costidi produzione dei dispositivi, a causa degli oneri derivanti dalla ricerca e sviluppo da svolgere,ma anche per il maggior costo dei componenti da installare nei dispositivi stessi.In accordo con le caratteristiche sopracitate, la scelta è ricaduta sul protocollo IEC 61850, soprattuttograzie al riscontro favorevole che sta riscuotendo nell’ambito della comunità elettrotecnicainternazionale. La forte versatilità di cui esso gode e il numero di funzionalità offerte rappresentanoulteriori punti di forza. A controbilanciare gli aspetti positivi appena citati vi è però la sua notevolecomplessità, che incide negativamente sia in termini di dimensione dei pacchetti di dati dainviare, sia in termini di potenza di calcolo di cui devono essere dotati i relè. In prospettiva, questiaspetti negativi sarebbero ovviabili introducendo una versione “minore” dello standard, confunzionalità ridotte (ma comunque più che sufficienti agli scopi del progetto Milano Wi-Power e,in generale, alle applicazioni che impattano sui sistemi di distribuzione in MT) e il vantaggio di unastruttura semplificata e alleggerita.❑ 6.5.2 Lo Standard IEC 61850 – Caratteristiche e implementazioneCome già introdotto nel Capitolo 4, la norma IEC 61850 “Communication networks and systemsin substations” [6], recepita a livello CENELEC, e quindi dal CEI, regola lo sviluppo e l’integrazionedei sistemi di automazione presenti nelle stazioni elettriche. Essa nasce nel 1995 come standardper la definizione dell’automazione di stazione elettrica, con l’obiettivo di:• definire un protocollo unico per la complessiva stazione che abbia la capacità di modellizzaretutte le informazioni necessarie alla sua automazione;• promuovere un’alta interoperabilità tra i dispositivi dei diversi produttori;• promuovere uno standard comune di monitoraggio e memorizzazione dati;• definire i test a cui devono essere soggetti tutti i dispositivi di stazione per essere conformi allostandard.L’IEC 61850 è pertanto uno standard di riferimento per la realizzazione di detti sistemi, e per ladefinizione dei principi di implementazione e di comunicazione necessari al fine di garantire l’interoperabilitàtra gli apparati (di diversi costruttori) che realizzano funzioni di protezione, controlloe monitoraggio all’interno della sottostazione e tra le sottostazioni.In particolare, lo Standard IEC 61850 definisce protocollo, formato dei dati, oggetti, interazioni elinguaggio di programmazione (Substation Configuration Language – SCL), da adottare per la configurazionedell’intera sottostazione.203

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIl protocollo IEC 61850 è stato impiegato nel progetto Milano Wi Power, quale protocollo non proprietario,per la realizzazione del canale di comunicazione tra la CP e la GD sul territorio. Dato il vastonumero di aspetti normati da tale standard e la particolare applicazione che se ne fa nel presenteprogetto, si è reso necessario un attento lavoro di revisione e, a seconda dei casi, estensione o semplificazionedei concetti in esso contenuti. Le diverse parti che compongono la norma IEC 61850descrivono infatti attentamente le logiche di implementazione e i sistemi di comunicazione di stazioneo CP, non definendo però gli aspetti relativi alla trasmissione di informazioni tra CP e GD.Al fine di modellizzare la stazione elettrica, l’IEC 61850 utilizza le seguenti modalità:• rappresenta gli elementi fisici come un insieme di Logical Node;• suddivide la stazione elettrica in tre livelli distinti:– Station Level;– Bay Level;– Process Level.• necessita che ogni sistema debba avere un tempo di riferimento univoco.La presenza di GD non era originariamente prevista dalla modellizzazione di stazione elettricaadottata dal protocollo IEC 61850; vi è quindi stata introdotta secondo le modalità compatibili conil protocollo medesimo.Essa ha richiesto, in prima battuta, di essere rappresentata con i cosiddetti Logical Node e, successivamente,di essere inserita in uno dei tre sopracitati livelli di stazione. Come illustrato di seguito,nel progetto Milano Wi-Power essa è stata introdotta nel Process Level realizzando di fattoun’estensione di quest’ultimo a Remote Process Level. Infine è stato determinato, concordandolocon i diversi soggetti coinvolti, un tempo di riferimento univoco per il nuovo livello di stazione appenadefinito.Entrando nel dettaglio, i tre livelli adottati dalla IEC 61850 si rendono necessari al fine di suddividerel’automazione di stazione in diversi insiemi concettuali, ognuno con le seguenti funzioni:• Station Level: realizza le funzioni di alto livello che coinvolgono i diversi stalli e si occupa dellacomunicazione con i centri di controllo superiori (livello Human Machine Interface – HMI);• Bay Level: comprende gli apparati (Intelligent Electronic Devices – IEDs) di protezione, controlloe monitoraggio;• Process Level: consiste negli organi della sottostazione come trasformatori, interruttori esezionatori.Lo standard definisce poi tra i livelli di automazione differenti sistemi di comunicazione, a secondadelle tipologie di messaggi che si intende scambiare tra i componenti e delle esigenze temporaliche li caratterizzano. I canali trasmissivi normati dall’IEC 61850 sono definiti di seguito.• Bus di stazione: è frapposto tra Station Level e Bay Level e permette la comunicazione tra stalliappartenenti al livello di stazione tramite servizio client-server e tra stalli di diversi livelli tramitel’impiego di servizi peer-to-peer (cioè dei messaggi GOOSE definiti al paragrafo 6.3.2).• Bus di processo: permette la comunicazione tra il Bay Level e il Process Level garantendo l’inviodi informazioni con temporizzazioni critiche dagli organi di campo agli Intelligent ElectronicDevices.La sincronizzazione dei tempi tra i vari dispositivi è effettuata tramite sistema GPS.204

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-PowerAllo scopo di adottare il protocollo IEC 61850 nel progetto Milano Wi-Power per lo scambio di informazionitramite vettore DSL, Wi-Fi, WiMAX o in fibra ottica, si sono estesi, come già anticipato,i concetti in esso contenuti a tutti i dispositivi facenti parte del sistema CP – utente attivo. Si introducequindi il concetto di Sottostazione Estesa, ovvero si amplia la visione del sistema di supervisionee protezione della CP alle utenze attive (remote) della GD, consentendo così che:• le protezioni di interfaccia della GD possano ricevere messaggi di tipo GOOSE, indicanti la“Presenza rete” o “Keep alive”, con periodicità predefinita, in modo da segnalare alla protezionedi interfaccia la presenza del sistema di comunicazione;• le protezioni di CP e le protezioni di interfaccia della GD possano funzionare con logica di tipoClient–Server per lo scambio di informazioni o report.Adottando tali accorgimenti è quindi possibile la realizzazione di un sistema di comunicazione, installando,in CP, un sistema di supervisione (o effettuando una modifica del sistema esistente) ingrado di comunicare con protocollo e logiche IEC 61850 e prevedendo, in corrispondenza della GD,un relè di interfaccia IEC 61850 integrato sul relè preesistente o esterno, capace di comunicarecon la CP cui è sotteso in funzionamento normale.Applicando il concetto di Sottostazione Estesa, si introducono di fatto dei nuovi livelli di automazione,non previsti in origine dallo Standard IEC 61850. In particolare:• il Remote Bay Level, di cui fa parte il relè di interfaccia della DG con le proprie logiche difunzionamento;• il Remote Process Level, di cui fa parte il contattore/interruttore con la bobina della protezionedi interfaccia che equipaggia la GD.Si identifica inoltre un Bus Virtuale (anche questo non normato dal protocollo IEC 61850) tra laCP e la DG, realizzato con diverse tipologie di supporti caratteristiche del mezzo trasmissivo impiegato(DSL, Wi-Fi, WiMAX, PLC o fibra ottica).La gestione delle sincronizzazioni dei tempi è invece effettuata tramite server NTP 1 (livello 3) o tramiteIEEE 1588 [7] (livello 2).Definita la modellizzazione concettuale del sistema di comunicazione tra CP e GD, si rende quindinecessario implementare le nuove logiche con cui devono operare i dispositivi di protezione:• una logica nel relè di protezione di CP, tale da ricevere in ingresso il segnale di “aperturainterruttore” dai Logical Node implementati e dare in uscita un messaggio GOOSE di aperturaai dispositivi di interfaccia logicamente connessi;• una logica nella protezione di interfaccia tale da ricevere un messaggio di “aperturagenerazione” proveniente dalla cabina cui il nodo è logicamente connesso.❑ 6.5.3 Segnali inviatiUna volta impostato il sistema di comunicazione, è risultato fondamentale definire quali sono i segnalida trasferire tra CP e GD. Le tipologie di messaggio che sarebbe utile scambiare sono riportatenel seguito.1Il Network Time Protocol (NTP) è un protocollo client-server per sincronizzare gli orologi dei computer all’interno di unarete. Lo Standard NTP è giunto alla sua quarta edizione (tuttora in via di sviluppo). Sito ufficiale: http://www.ntp.org/205

Smart Grid. Le reti elettriche di domani6.5.3.1 IntertripL’informazione principale da scambiare tra CP e GD, che ha motivato la necessità di intraprendereil progetto Milano Wi-Power, è l’intertrip (telescatto), ovvero il comando di apertura dell’interruttoredi interfaccia, inviato dal relè in CP al relè di interfaccia della GD (SPI), a seguito dell’avvenutointervento della protezione in CP.Il messaggio di intertrip è predisposto dalla supervisione di CP che pubblica sulla rete di comunicazioneil messaggio di tipo GOOSE; i relè di interfaccia interpretano tale messaggio ed eseguonola funzione di distacco della generazione. Il segnale è rilevato da tutti i generatori sottesi alla CPma recepito solo dai relè di interfaccia interessati (comunicazione di livello 2), ovvero quelli sottesialla linea coinvolta dall’evento.6.5.3.2 Messaggi ulterioriAltre informazioni da scambiare tra CP e GD possono essere relative ai valori di tensione e frequenzaregistrati a livello locale ed acquisiti a livello centrale in CP, a segnali per la regolazione ditensione, oppure per la registrazione di eventi anomali.In particolare, per quanto concerne i messaggi inviati al fine di attuare la regolazione di tensionetramite la GD connessa alla rete, essi potrebbero essere inviati dai dispositivi in CP agliimpianti, al fine di ordinare loro il funzionamento a fattore di potenza costante e non unitario(ad esempio: pari a 0,95 o 0,9). La funzione di regolazione della tensione potrà, inoltre, essereeventualmente gestita mediante algoritmi per richiedere o meno un’iniezione di reattivo daparte dei gruppi di generazione, a prescindere dalle violazioni di tensione in corrispondenza delloro punto di connessione alla rete. Infatti, la possibilità di richiedere iniezioni di reattivo allaGD potrebbe essere sfruttata anche ai fini di migliorare l’efficienza delle reti MT: l’immissionein rete di potenza reattiva è in grado di diminuire i transiti reattivi lungo le linee, rifasando larete MT.Potrà essere prevista la possibilità di controllare la produzione degli impianti di GD (iniezione di potenzaattiva e reattiva) per contrastare eventuali situazioni anomale di funzionamento della rete,quali i sovraccarichi di linea.Da ultimo, potrà essere ipotizzabile l’uso del sistema di comunicazione per gestire in maniera coordinatail prelievo di alcuni carichi e l’iniezione della GD, al fine di ottenere un profilo complessivoche consenta un migliore accesso al mercato ad aggregazioni di carichi e generatori.6.5.3.3 Presenza reteUn ulteriore segnale, che i dispositivi in CP dovrebbero inviare in modo regolare ai generatoriad essa sottesi, è la presenza della rete di comunicazione; in assenza di tale segnale la protezionedi interfaccia della GD modifica automaticamente, a valori più sensibili, le soglie di interventodelle protezioni di frequenza e tensione (ripristinando le logiche di protezione oggiutilizzate) e la funzione di regolazione di tensione sulla rete di distribuzione torna a operare conlogiche cosiddette “locali” (cioè la GD eroga energia elettrica a un fattore di potenza predeterminato).206

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-PowerAttraverso il segnale di presenza rete i relè di interfaccia hanno conferma della presenza del canaledi comunicazione tramite la ricezione periodica di messaggi GOOSE (ad esempio, con tempistichecomprese tra 1 e 5 secondi). La protezione di interfaccia interpreta il messaggio GOOSEcome una conferma della funzionalità del canale di trasmissione dati per il successivo periodo diinvio ciclico del messaggio. Il periodo di latenza tra messaggi di presenza rete – lungo rispetto allaperiodicità adottate tipicamente nell’ambito delle telecomunicazioni – è scelto in riferimento alconcetto di “rischio accettabile”: si ritiene cioè ammissibile il rischio di accadimento di un guastosul canale di comunicazione contemporaneamente alla ricezione di un comando di intertrip (doveper eventi contemporanei si intende che hanno luogo durante lo stesso periodo di latenza tra l’inviodi due messaggi GOOSE di presenza rete).6.6 Esiti della sperimentazioneL’attività di sperimentazione del progetto Milano Wi-Power si è articolata in diverse fasi, caratterizzatedal vettore di comunicazione impiegato, dai dispositivi posti ai capi del canale di trasmissionedati e dai protocolli di comunicazione di volta in volta utilizzati. Come illustrato nel seguito,la ricerca ha avuto luogo principalmente, ma non in modo esclusivo, tramite l’installazione delleapparecchiature oggetto di test nella sede di Bovisa del Politecnico oppure nella Cabina PrimariaA2A di Musocco.In linea di principio l’attività di sperimentazione del progetto Milano Wi-Power si è articolata in duedistinte fasi:a) esperienza di comunicazione attraverso protocolli proprietari; è la fase iniziale dellasperimentazione, dove la necessità di testare le funzionalità dei relè innovativi Thytronic haprevalso su quella relativa alla ricerca del protocollo di comunicazione da impiegare. In questaprima fase, per semplicità e per comprovata funzionalità, si è deciso di adottare il protocolloproprietario Thytronic;b) esperienza di comunicazione tramite protocollo IEC 61850; in questa fase l’esigenza di valutareprestazioni, funzionalità e possibili limiti di uno standard di comunicazione non proprietario – l’IEC61850 – sono diventate preminenti. Ora assumono un ruolo centrale ulteriori aspetti prece -dentemente relegati al contorno, come ad esempio il concetto di cyber security. Dapprima si sonovalutate prestazione dei vettori DSL e Wi-Fi con protocollo IEC 61850, in seguito, l’ultimo stadiodella sperimentazione ha avuto come protagonista Retelit e il vettore di comunicazione su bandalicenziata WiMAX.❑ 6.6.1 Esperienza di comunicazione tramite protocolli proprietari6.6.1.1 Rete pubblica cablataLa prima esperienza condotta ha riguardato la rete pubblica cablata, per la sua immediata disponibilitàe accessibilità sia al Politecnico sia alla CP di Musocco; essa ha mirato a dimostrare in modosemplice le prestazioni offerte dalla rete pubblica cablata e le funzionalità dell’innovativo relè te-207

Smart Grid. Le reti elettriche di domanilecontrollato. La sperimentazione si è articolata attraverso una serie di test, ognuno dei quali èstato effettuato tramite l’invio ciclico di segnali di ping da un personal computer al relè di CP. Lalocalizzazione geografica dei PC da cui venivano inviati i pacchetti è stata di volta in volta cambiata(Figura 6.6), in modo da ottenere una certa sensibilità sull’influenza della distanza geografica tramittente e destinatario e il tempo di invio del pacchetto stesso.Figura 6.6 Disposizione geografica dei dispositivi di comunicazioneLa sperimentazione ha permesso di evidenziare come il 100% dei messaggi sia arrivato a destinazionee come il tempo di invio dell’informazione e della conferma di arrivo sia minore di 100 msin tutti i casi.I risultati sono inoltre avvalorati dal fatto che una distanza di 50 chilometri è maggiore della lunghezzamassima delle linee delle reti di distribuzione. Si ritiene quindi che la comunicazione tra CPe GD presenti, a livello di tempistiche di trasmissione dei dati, una situazione più favorevole diquella sperimentata nei presenti test (che peraltro ha fornito già di per sé risultati molto positivi).Si consideri inoltre che, assumendo prospetticamente la GD presente sul territorio costituita da unnumero molto elevato di generatori, l’approccio da adottare in questi casi è di tipo probabilistico.Il fatto quindi che una minima parte dei messaggi possa non arrivare a destinazione con le tempisticheprefissate non è determinante sul risultato finale della regolazione, e non è tale da inficiareil funzionamento del sistema complessivo.6.6.1.2 Wi-Fi e ulteriori test con rete cablataL’esperienza di comunicazione compiuta da Thytronic, A2A e Politecnico ha invece permesso di evidenziarei vantaggi e le possibili criticità di trasmissione dati tramite supporto Wi-Fi e confermare,infine, quanto rilevato nei test relativi alla rete pubblica cablata. È emerso che lo svantaggio prin-208

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Powercipale, legato alla comunicazione con Wi-Fi su distanze di 2-3 chilometri, è connesso a problematichedi natura autorizzativa, che subetrano con la necessità di dover installare le antenne in luoghipubblici, piuttosto che su proprietà di terzi.Appurato tale aspetto, l’esperienza è stata volta a valutare le prestazione ottenibili dall’integrazionedel supporto Wi-Fi (con distanza coperta pari a 300 metri) con la rete internet ad accesso DSL.Sono inoltre stati compiuti ulteriori test tra Musocco e la sede Thytronic impiegando la sola retepubblica cablata.Elemento di forte novità in questa fase del progetto è stata l’introduzione, su entrambi i fronti dicomunicazione, di relè Thytronic tra i quali si sono scambiati, a differenza delle prove di ping iniziali,segnali di intertrip; questi test sono quindi da ritenersi più significativi di quanto sperimentatonei precedenti.In Figura 6.7 si riporta la configurazione adottata per la comunicazione.Figura 6.7 Schema dell’infrastruttura di comunicazione adottata per la valutazione delle prestazioni della comunicazionetramite Wi-Fi e rete internet con accesso DSLLe prove condotte hanno portato a risultati molto interessanti, dimostrando la velocità e l’affidabilitàdei vettori dati impiegati (in più del 99% dei casi inferiore ai 100 ms, cioè la tempistica assuntacome limite 2 ), sia per quanto riguarda le prove Musocco–Politecnico (effettuate tramite unvettore di comunicazione integrato Wi-Fi–rete cablata), sia relativamente alle prove Musocco–Thytronic(tramite la sola rete cablata).❑ 6.6.2 Esperienza di comunicazione tramite protocollo IEC 61850L’esperienza sviluppata da SELTA e dal Politecnico ha permesso di valutare l’impatto determinatodall’adozione dello Standard IEC 61850 sui tempi di comunicazione dei dati. I messaggi sono statiinviati secondo le specifiche GOOSE. In Figura 6.8 è riportato lo schema di principio del sistemadi comunicazione adottato; i dispositivi di monitoraggio innovativi predisposti da SELTA comunicanobidirezionalmente, sfruttando l’accesso DSL, attraverso la rete internet.2Si assumono due distinte scadenze temporali per i segnali scambiati tra CP e GD. Il rispetto della più stringente delle due,pari a 100 ms, garantisce il funzionamento ottimale del sistema di automazione, mentre il rispetto della seconda, pari a250 ms, ne garantisce sempre l’operatività, seppur con un degrado (accettabile) delle prestazioni.209

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniFigura 6.8. Schema dell’infrastruttura di comunicazione adottata per la valutazione delle prestazioni con standardIEC 61850In questo caso il numero di messaggi arrivati a destinazione entro i termini specificati è superiore al94% (percentuale che sale a circa il 98% se si considerano 250 ms come tempo limite per l’invio).6.6.2.1 Sperimentazione tramite tecnologia WiMAXL’ultima serie di test previsti dal progetto Milano Wi-Power ha riguardato la sperimentazione dellatecnologia WiMAX. In particolare, tale vettore di comunicazione è stato impiegato per inviare segnalidi intertrip tra Musocco e il campus Bovisa del Politecnico, con protocollo IEC 61850. La trasmissionedei dati è avvenuta tramite triangolazione su una base station Retelit (Figura 6.9) postanelle vicinanze di corso Sempione.Figura 6.9 Schema del sistema di comunicazione WiMAX tra la CP Musocco e il campus Bovisa del Politecnico210

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-PowerIl WiMAX ha evidenziato prestazioni, in termini di velocità di invio e di percentuale di pacchetti recapitati,molto elevate. Nel dettaglio, più del 98% dei segnali è giunto a destinazione con tempistichetali da garantire la piena funzionalità del sistema in prova.6.7 Dal progetto Milano Wi-Power alla proposta Smart Grid di A2ACome illustrato nel Capitolo 3, il regolatore riveste un ruolo di primaria importanza al fine di incentivarel’incremento della GD all’interno del sistema elettrico nazionale; ad esso è infatti demandato ilcompito, da un lato, di promuovere la creazione di siti di generazione da parte degli utenti, dall’altro,di favorire quegli interventi sulle reti atti a garantire una maggiore capacità di accoglimento dellaGD. In particolare, in Italia, l’evoluzione dalle modalità di gestione tipiche delle reti passive a quelleimplementate dalle cosiddette SG, ha ricevuto un forte impulso grazie all’emanazione, per conto dell’Autoritàper l’Energia Elettrica e il Gas, della Delibera ARG/elt 39/10 “Procedura e criteri di selezionedegli investimenti ammessi al trattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell’AllegatoA alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 348/07” [4].Nel novembre 2010 A2A Reti Elettriche ha presentato richiesta di incentivazione ai sensi di detta deliberain merito al progetto di revisione del sistema sotteso alla propria CP di Lambrate; tale istanza èstata accolta dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas nel febbraio 2011, con Delibera ARG/elt 12/11 3 .L’intervento è finalizzato alla ristrutturazione della rete elettrica sottesa a detta CP, attraverso tecnologieinnovative che consentano una gestione attiva della rete, ponendo particolare attenzionealle esigenze di standardizzazione e unificazione, nonché alla minimizzazione dei costi. Esso prevedel’implementazione e l’installazione di infrastrutture derivate da quelle sperimentate nel progettoMilano Wi-Power, coinvolgendo sia gli impianti di proprietà del distributore, sia gli impiantidi utenza sottesi alla CP.Obiettivo di A2A è dimostrare come l’adozione, nelle reti a elevata penetrazione di GD, di un similesistema di automazione, controllo e protezione, in luogo di quello tradizionale, permetta diottenere un incremento della disponibilità e della continuità del servizio fornito, una maggiore stabilitàdell’alimentazione (attraverso il contenimento delle cadute di tensione lungo le linee) e unamigliore efficienza del servizio di distribuzione.❑ 6.7.1 Architettura generale del sistemaUno schema funzionale del sistema oggetto della richiesta di incentivazione è riportato in Figura6.10. Esso prevede l’installazione di appositi dispositivi sia in CP sia in corrispondenza degli impiantidi generazione degli utenti attivi diffusi sul territorio.In particolare, presso la CP sono presenti le apparecchiature descritte nel seguito:• la Logica di Cabina Primaria (LCP), realizzata mediante l’impiego di un PC industriale, ha un ruoloessenziale nel sistema di automazione proposto: essa ha infatti il compito di gestire, tramiteappositi algoritmi, il controllo e il monitoraggio dell’intera Sottostazione Estesa presentata al pa-3Il progetto presentato da A2A Reti Elettriche in riferimento alla Cabina Primaria di Lambrate si è posizionato in testa allagraduatoria di merito con cui l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha valutato le istanze di incentivazione presentatedalle diverse aziende distributrici. Tale graduatoria, comprendente complessivamente nove progetti, ha stabilito l’immediataapprovazione di otto di essi (sei dei quali hanno come advisor il Politecnico di Milano).211

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniragrafo 6.5.2. Ricadono sotto il suo controllo, oltre a tutti gli apparati presenti in CP, i dispositiviinstallati in corrispondenza della GD, nonché la gestione dell’interfaccia verso la RTN (Terna);• il Sistema di Protezione di Linea (SPL) è costituito da un relè dotato di un opportuno sistema dicomunicazione installato sul montante di ciascuna linea MT che si diparte dalle sbarre di CP. Essoimplementa le innovative logiche di protezione di linea e di richiusura, le segnalazioni di telescattoda inviare ai sistemi di protezione della GD e quelle da inoltrare al sistema di gestione LCP;• il Supervisory Control And Data Acquisition (SCADA) permette il monitoraggio e la memorizzazionedei dati e dei files di report provenienti dagli utenti attivi e dalle apparecchiature in CP.Esso è inoltre impiegato come interfaccia verso le segnalazioni e i comandi di Terna;• il Router di Cabina Primaria (RCP), è utilizzato per permettere di veicolare le informazioni dallaCP verso il mondo esterno, o viceversa. In particolare, il router realizza una rete locale LANall’interno della CP e, all’esterno, con i router installati presso l’utente attivo (RUA), una VPN 4capace di garantire la sicurezza del canale di comunicazione.Il lato AT della CP è inoltre dotato di protezione di massima tensione omopolare (59V0) e didispositivi synchro-check, al fine di garantire la possibilità di un funzionamento in isola sicuro dellaCP e della rete di distribuzione sottesa.In corrispondenza degli impianti degli utenti attivi sono invece predisposti i seguenti dispositivi:• il Router dell’Utente Attivo (RUA) è impiegato per realizzare il canale di comunicazione tra generatoree Cabina Primaria. Contestualmente al RCP, il RUA realizza la VPN per la messa in sicurezzadel canale di comunicazione. Esso riceve inoltre i messaggi di presenza rete (keep alive),in modo da poter verificare la funzionalità della rete di comunicazione, e, in caso di assenza delcanale di trasmissione, passare dalla modalità di funzionamento remoto a quella di tipo locale;• il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI), è un relè (derivato da apparecchiature disponibili incommercio) dotato di una porta di comunicazione atta a ricevere il segnale di telescatto generatodal Sistema di Protezione di Linea (SPL) e trasmesso tramite il RCP, e capace di variare le propriesoglie di intervento in tensione e frequenza. Tale dispositivo rappresenta un’evoluzione dell’apparatoThytronic oggetto di sperimentazione nel progetto Milano Wi-Power;• il Regolatore Automatico di Tensione (RAT) è un dispositivo avente il compito di implementaresul generatore, tramite l’invio di appositi segnali, i messaggi di incremento o decremento di produzionedella potenza reattiva ricevuti dalla LCP. La sua funzione è perciò quella di trasduzionedelle grandezze o delle soglie imposte dalla LCP in grandezze fisiche da fornire all’impianto di GD;• il Regolatore di Potenza Attiva (RPA) implementa sulla GD, a seguito di comando da parte dellaLCP, la riduzione o l’aumento della potenza attiva generata. Questa funzione è introdotta al finedi attuare una gestione in sicurezza dei flussi di potenza della rete, in caso di funzionamentoanomalo del sistema;• il Contatore di Produzione (CDP) è un contatore, installato presso l’unità di generazione, idoneoalla misura dell’energia attiva e reattiva prodotte/assorbite da quest’ultima, e adibito all’inviodei dati alla LCP. Tali informazioni possono essere sia utilizzate negli algoritmi della LCP4Una VPN (Virtual Private Network) è una rete privata instaurata tra soggetti che utilizzano un sistema di trasmissionepubblico e condiviso, come per esempio internet. Obiettivo è la realizzazione di una rete privata, con adeguati standard disicurezza, evitando i costi elevati derivanti dall’adozione di linee di comunicazione dedicate.212

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-PowerFigura 6.10 Architettura del sistema oggetto di richiesta di incentivazione ai sensi della Delibera ARG/elt 39/10sia inviate a Terna, che le utilizza a sua volta per l’elaborazione e l’eventuale gestione di segnalidi controllo da destinare, in prospettiva, alla GD;• il Contatore Generale Utente (CGU) è un contatore installato presso l’utente che, analogamenteal CDP, ha il compito di effettuare misure di energia attiva e reattiva e di inviarle alla LCP e successivamentea Terna. A differenza del CDP, il CGU misura l’energia elettrica immessa/prelevatacomplessivamente dall’utenza e non quella prodotta dal generatore (esso misura quindi itransiti energetici nel punto di connessione dell’impianto alla rete).È infine presente il cosiddetto Sistema di Telecomunicazione (STC) descritto al paragrafo seguentee demandato alla trasmissione dei dati tra la CP e i dispositivi installati in corrispondenza dei diversiutenti attivi.213

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIl sistema proposto è di tipo centralizzato: la funzione di coordinamento dell’operato della GD èaffidata unicamente alla CP, che ha il compito di inviare segnali a tutta la generazione ad essa sottesa.A fronte di maggiori costi di investimento in CP, questa configurazione garantisce una limitazionedegli oneri a livello di singola unità di generazione; al fine di garantire gli adeguati standarddi affidabilità del sistema, è infatti necessario prevedere in CP sistemi con minori rischi di fuori servizio(sistemi ridondati), mentre la mancata attività del sistema relativo a un singolo generatoreè considerata accettabile.❑ 6.7.2 Il sistema di telecomunicazioneDato il contesto in cui è implementato il progetto pilota A2A, di tipo urbano, il sistema di comunicazioneproposto per la connessione degli utenti alla Cabina Primaria di Lambrate è la rete internetpubblica con accesso DSL. Il contesto milanese, infatti, oltre a mettere a disposizioneun’infrastruttura di comunicazione rapida ed economica come quella DSL appena citata, pone,come già detto in precedenza, un notevole numero di problematiche di natura autorizzativa, nelcaso si voglia implementare sistemi di trasmissione radio come il Wi-Fi o il WiMAX, oppure connesseai costi, nel caso di utilizzo della fibra ottica.L’uso della rete internet pubblica, in un contesto come quello di Milano in cui è altamente diffusae molto affidabile e veloce, permetterà invece di coprire in modo completo e flessibile l’intero territoriocoinvolto dal progetto, con ridotti costi di struttura grazie alla semplicità di installazione eai limitati costi per la manutenzione del sistema.In ogni caso, il volume di traffico generato dalla comunicazione tra la CP e la GD si ritiene saràdecisamente minore di quello indotto da altre applicazioni appartenenti al contesto internet; fattoche rende la prospettiva di condivisione dell’infrastruttura di comunicazione facilmente praticabile.I potenziali problemi della rete internet pubblica, in termini di ritardo o perdita delle informazionie di disponibilità del servizio a seguito di possibili congestioni del traffico dati, inoltre, potrannoessere facilmente risolti sottoscrivendo con gli operatori di telecomunicazioni particolari contratti,che prevedano il rispetto di requisiti prestazionali più stringenti e l’adozione di meccanismi di differenziazionedel traffico 5 .All’interno dell’architettura di comunicazione realizzata, le informazioni saranno scambiate utilizzandoil Protocollo Standard IEC 61850, sul modello già adottato per il progetto Milano Wi-Power(dettagliato al paragrafo 6.5.2). Grazie all’adozione di interfacce di comunicazione standard e strutturedati aperte e comuni (e non di protocolli chiusi e sviluppati singolarmente da una moltitudinedi soggetti), sarà possibile garantire da un lato l’interoperabilità di svariati dispositivi in sicurezza,usufruendo delle benefiche logiche di mercato regolato da un sistema concorrenziale, e dall’altrolo sviluppo di applicazioni e servizi in modo competitivo e uniformato.Il supporto dei messaggi GOOSE e dello Standard MMS, previsto dalla specifica IEC 61850, comeprotocolli di comunicazione, garantirà poi alle applicazioni delle reti elettriche la compatibilità conle piattaforme IP, seguendo così la tendenza dell’ultimo decennio verso una convergenza di tuttii servizi su piattaforme di comunicazione basate su IP e verso l’utilizzo della suite di protocolli internetin luogo di infrastrutture eterogenee dedicate. Grazie a tale approccio sarà possibile ricor-5Si assume comunque che, come confermato dalle prove sperimentali conseguite durante il progetto Milano Wi-Power,l’accesso indifferenziato sarà spesso sufficiente anche per le applicazioni più critiche.214

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Powerrere a diverse tecnologie di comunicazione raggiungendo un’elevata flessibilità di impiego; l’interoperabilitàdelle molteplici applicazioni verrà infatti assicurata da un’unica tecnologia di rete chesvolgerà le funzioni di adattamento. Ciò contribuirà infine alla riduzione dei costi non richiedendolo sviluppo di applicazioni specifiche dell’architettura di rete utilizzata.❑ 6.7.3 Funzioni implementateLe funzioni che saranno implementate nel sistema di automazione, controllo e protezione oggettodella richiesta di incentivazione presentata da A2A ai sensi della Delibera ARG/elt 39/10 sono:1) incremento dell’affidabilità del Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI), rispetto agli standardattuali (Capitolo 3), mediante telescatto con logica fail-safe;2) regolazione innovativa della tensione, tramite modulazione della potenza reattiva immessa daparte di ciascuna unità di GD;3) limitazione/modulazione in emergenza della potenza attiva immessa da parte di ciascuna unitàdi GD;4) monitoraggio/controllo delle iniezioni da GD per fornire dati differenziati e possibilità di regolazionea Terna al fine di un migliore controllo della rete di trasmissione;5) interazione con Terna ai fini dell’abilitazione al funzionamento attivo del lato AT della CP, perconsentire la gestione dei flussi inversi di energia.Di seguito tali funzioni, derivate strettamente da quelle inizialmente delineate all’interno del progettoMilano Wi-Power (di cui sono la naturale evoluzione e implementazione pratica), sono illustratepiù ampiamente.6.7.3.1 Telescatto con logica Fail-SafeÈ la realizzazione in una rete di distribuzione reale della funzione di intertrip inizialmente previstadal progetto Milano Wi-Power (paragrafo 6.5.3.1). Al fine di porre rimedio alle criticità espresse alparagrafo 6.3, nel progetto Smart Grid di A2A è previsto che, in caso di intervento del Sistema diProtezione di una Linea (SPL), esso invii un segnale di telescatto alle protezioni di interfaccia innovative(SPI) della GD sottesa, scongiurando così il rischio che i generatori possano continuaread alimentare la porzione di rete rimasta in isola (in Figura 6.11 si rappresenta l’invio del messaggiodi telescatto alla GD, in caso di cortocircuito su una linea).Figura 6.11 Segnale di telescatto su rete attiva215

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniIl sistema proposto opera in modalità fail-safe: il Router di Cabina Primaria (RCP) invia ciclicamenteun segnale di presenza rete (keep alive) ai Router degli Utenti Attivi (RUA). Gli SPI, nel momentoin cui ricevono dal RUA il segnale di presenza rete, allargano le soglie di intervento per valorilocali di tensione e frequenza (“soglie allargate”) in modo da evitare scatti intempestivi, che provocherebberola disconnessione della GD dalla rete. Qualora invece, per mancanza della comunicazione,il segnale di presenza rete inviato ciclicamente non venga recepito dal SPI, questa torneràa una logica di funzionamento locale, portando le soglie di tensione e frequenza ai valori attualmentein uso, imposti dalla Norma CEI 0-16.6.7.3.2 Regolazione della tensione tramite la Generazione DiffusaCome illustrato nel Capitolo 3, la quantità di energia elettrica immettibile in rete da GD risulta limitatadalla sopraelevazione di tensione che la GD determina nel punto di connessione alla retestessa, soprattutto qualora di grande entità e collegata a fondo linea. Al fine di ovviare a tale problemasenza la realizzazione di nuove infrastrutture, è necessaria l’introduzione di una regolazionedi tensione attuata tramite la GD stessa.Si è proposto, pertanto, di adottare un algoritmo che, al raggiungimento di una determinata sogliadi tensione nel punto di connessione di un generatore alla rete (ad esempio: 1,08 Vn), comandial generatore di funzionare in assorbimento di reattivo ad un prefissato cosφ (ad esempio, 0,95).In caso tale azione si dimostri non sufficiente al contenimento della tensione, potrebbero essereinviati comandi per variare il fattore di potenza di altre utenze attive poste lungo la linea, agire sulVSC per diminuire le tensioni su tutta la rete, oppure limitare le iniezioni attive dei generatori, finoa, nel caso peggiore, annullare l’iniezione attiva degli impianti di GD.A prescindere dalle violazioni di tensione, la possibilità di richiedere iniezioni di reattivo da parte dellaGD potrebbe essere sfruttata anche ai fini di migliorare l’efficienza delle reti MT: l’iniezione in retedi potenza reattiva è in grado di diminuire i transiti di reattivo lungo le linee, rifasando la rete MT. Ilsistema di regolazione di tensione sarà potenzialmente utilizzato anche in modo congiunto rispettoall’uso di batterie di condensatori in CP e a comandi eventualmente impartiti da Terna.6.7.3.3 Limitazione/regolazione in emergenza della potenza attivaIn particolari condizioni di rete, dovute a transitori in atto sulla rete di trasmissione, oppure a temporaneeriduzioni delle capacità di transito sulla rete di distribuzione a cui la GD è sottesa, è di interessepoter regolare, o limitare, la potenza attiva iniettata dalla GD (dietro opportuno rimborso).A tal scopo, la LCP riceve gli eventuali comandi di emergenza da parte di Terna e valuta i transitisulla linea a cui la GD è sottesa; essa inoltre individua quali generatori sono in ogni istante connessialla rete e la loro capacità di regolazione. Sulla base di queste informazioni la LCP stabiliscel’eventuale necessità di regolazione, o limitazione, dell’energia attiva erogata da parte di ciascungruppo di generazione collegato alla CP.6.7.3.4 Monitoraggio delle iniezioni da Generazione Diffusa nella prospettiva di un dispacciamentolocale e per fornire dati differenziati a TERNAL’impiego dei Contatori Di Produzione (CDP) e dei Contatori Generali Utente (CGU), installati pressole Utenze Attive, e di opportuni algoritmi finalizzati all’individuazione del carico sotteso alla linea,216

Un’esperienza dimostrativa in Lombardia: il progetto Milano Wi-Powerrende disponibili informazioni che potranno essere fornite a TERNA per il controllo/monitoraggiodella rete di distribuzione nazionale.Il sistema proposto consente di monitorare in tempo reale alcuni parametri caratteristici dalla GDconnessa alla rete MT. Con questo strumento A2A sarà in condizione di gestire efficacemente reticon elevata presenza di GD, nella prospettiva di un dispacciamento locale da effettuare a cura deldistributore. Il sistema costituisce inoltre un efficace strumento di interfaccia con TERNA.6.7.3.5 Gestione attiva del lato AT di Cabina PrimariaSe il transito di potenza, in corrispondenza dell’interfaccia della rete di distribuzione con la RTN,risulta invertito per una percentuale significativa del complessivo tempo annuo di funzionamento,per consentire un sicuro esercizio della rete è necessario equipaggiare la parte AT della CP con opportunidispositivi di protezione e controllo; in particolare, la protezioni di massima tensione omopolare(protezione 59V0) e i relè muniti di synchro-check (protezione 25).La protezione di massima tensione omopolare serve per garantire l’eliminazione dei guasti sul latoAT in isola con rete MT a valle attiva, aprendo l’interruttore del trasformatore lato AT, o disconnettendotutti i generatori collegati sulla rete MT sottesa e garantendo un sicuro esercizio della rete.I relè muniti di synchro-check permettono invece la richiusura in presenza di tensione sia sul latosbarra che sul lato linea (evento che accade qualora la rete MT sottesa risulti attiva), verificandole condizioni di sincronismo.❑ 6.7.4 Benefici attesi sulla reteI benefici previsti a seguito dell’implementazione degli intervenienti oggetto della richiesta di incentivazionehanno impatto sia sull’attività del distributore che su quelle di tutti gli utenti attivi coinvoltinel progetto (in prospettiva, tutti gli utenti sottesi alla CP).Primo beneficio derivante dalle innovazioni introdotte è l’aumento della hosting capacity, cioè lacapacità della rete di accogliere GD senza che quest’ultima causi una violazione di alcun vincolotecnico (Capitolo 3). In dettaglio il progetto Smart Grid permette:• un aumento della generazione installabile sulla rete di distribuzione A2A, soprattutto da FER;• una maggiore efficienza energetica riducendo le perdite lungo la rete, grazie a unavvicinamento tra carico e generazione;• la possibilità di ridurre gli investimenti nel potenziamento della rete, grazie alla miglioresincronizzazione dei prelievi e delle immissioni di energia, alleviando i transiti sulla rete elettricae conseguendo quindi un differimento degli investimenti di rete;• un minor impatto ambientale riducendo le emissioni di CO 2 .In particolare, il nuovo Sistema di Protezione di Linea conduce al superamento dei limiti delle attualiProtezioni di Interfaccia, rendendo possibile la rimozione (o meglio, il rilassamento) delle sogliedi sovra e sotto frequenza del relè, garantendo:• una maggiore affidabilità a livello locale (lo scatto del SPI in caso di perdita di rete avviene inmaniera sicura, con minori rischi di islanding, di scatti intempestivi o di chiusure in controfase);• una maggiore sicurezza dell’esercizio a livello di sistema;• miglior gestione e controllo della rete MT sottesa alla CP.217

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniLa possibilità di attuare uno scambio di informazioni tra CP e GD permette inoltre di ottenere unamigliore utilizzazione degli impianti esistenti, mediante un opportuno coordinamento delle risorsediffuse, che prevede in particolare:• la regolazione della potenza reattiva (partecipazione alla regolazione di tensione da parte della GD);• la regolazione della potenza attiva erogata dai generatori medesimi (aumento/riduzione temporaneain caso di particolari condizioni del sistema, possibilità di partecipazione al mercato elettrico);• il miglioramento della qualità del servizio, sia in termini di continuità che di qualità della tensione.Infine, un tale sistema di comunicazione può essere utilizzato anche (in prospettiva) per la sperimentazionedi modalità di demand response attraverso segnali di prezzo verso i clienti finali e percontrollare congiuntamente GD e carico.Bibliografia[1] EN 50438 “Requirements for the connection of micro-generators in parallel with public lowvoltagedistribution networks”, 2007.[2] Norma CEI 0-16 “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti attivi e passivi allereti AT ed MT delle Imprese distributrici di energia elettrica”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/08/033-08argalla.pdf[3] Norma CEI 11-20 “Impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegatia reti di I e II categoria”, quarta edizione, 1 agosto 2000.[4] Delibera ARG/elt 39/10 “Procedura e criteri di selezione degli investimenti ammessi altrattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell’Allegato A alla deliberazionedell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 29 dicembre 2007, n. 348/07”. Disponibile su:http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/10/039-10arg.pdf[5] Delibera ARG/elt 12/11 “ Valutazione e graduatoria dei progetti pilota relativi a reti attive e smartgrids, di cui alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 25 marzo 2010, ARG/elt39/10”. Disponibile su: http://www.autorita.energia.it/allegati/docs/11/012-11argalla.pdf[6] Norma IEC 61850 “Communication networks and systems in substations”, prima edizione, 24agosto 2010.[7] IEEE 1588 “IEEE Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurementand Control Systems”, 24 luglio 2008.218

Abbreviazioni e sigleADADDRESSAEEGAMIAMMAMRASCATBeywatchBPLBTCDPCEICGUCOSEMCPCPCSCPPCSDDIDEHEMSDEIDERDER-LABDERRIDG DemoNetDISPOWERDLMSDSLDSODSSSActive DemandActive Distribution network with full integration of Demand and distributedEnergy RESourceSAutorità per l’Energia Elettrica e il GasAdvanced Metering InfrastructureAutomatic Meter ManagementAutomatic Meter ReadingAmsterdam Smart CityAlta TensioneBuilding energy watcherBroadband Power LineBassa TensioneContatore di ProduzioneComitato Elettrotecnico ItalianoContatore Generale UtenteCompanion Specification for Energy MeteringCabina PrimariaCommon Part Convergence SublayerCritical Peak PricingCabina SecondariaDispositivo di InterfacciaDigital Environment Home Energy Management SystemDipartimento di Elettronica e InformazioneDistributed Energy ResourcesNetwork of DER Laboratories and Pre-StandardisationDistributed Energy Resources Research InfrastructureActive distribution network operation with a high share of distributedGenerationDistributed Generation with High Penetration of Renewable EnergySourcesDistribution Line Message SpecificationDigital Subscriber LineDistribution System OperatorDirect Sequence Spread Spectrum219

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniECNE-DEMAEDGEEDISEDPEDRPEDSO-SGEEGIEERAemporAENTSO-EERDFERGEGESBESCOeTELLIGENCEEUAEU-DEEPEUROHORCsFDDFENIXFERFFDFSKGDGMSKGOOSEGPRSGROW-DERSGSEGSMHANHCHMIHSDPAHSUPAICTIEDIEDsIPEnergy research Centre of the NetherlandsDevelopment and demonstration of decentralised integrated energysystems on the way towards the E-Energy marketplace of the futureEnhanced Data rates for GSM EvolutionEnergy Data Identification SystemEnergias de PortugalEnergy Demand Research ProjectEuropean Distribution System Operators Association - for Smart GridEuropean Electricity Grid InitiativeEuropean Energy Research AllianceE-Mobile Power AustriaEuropean Network of Transmission System Operators for ElectricityEuropean Regional Development FundEuropean Regulators’ Group for Electricity and GasElectricity Supply BoardEnergy Service COmpaniesIntelligence for Energy, market and power gridsEuropean University AssociationEuropean Distributed EnErgy PartnershipEuropean Heads of Research CouncilsFrequency Division DuplexFlexible Electricity Networks to Integrate the eXpected Energy EvolutionFonti Energetiche RinnovabiliFull Function DeviceFrequency Shift KeyingGenerazione DiffusaGaussian Minimum Shift KeyingGeneric Object Oriented Substation EventsGeneral Packet Radio ServiceGrid Reliability and operability with distributed generation usingtransportable storageGestore dei Servizi EnergeticiGlobal System for Mobile CommunicationsHome Area NetworkHosting CapacityHuman Machine InterfaceHigh Speed Downlink Packet AccessHigh-Speed Uplink Packet AccessInformation and Communication TechnologyIntelligent Electronic DeviceIntelligent Electronic DevicesInternet Protocol220

Abbreviazioni e sigleISGANISOISOLVES:PSSA-MIWESJRC-IE ECJUCCCEKEPCOKPILCNFLENSLTEMANMBMEFMeRegioMeta PVMGPMIMiSEMMSMORE MICROGRIDSMPEMSDMSOMTMTENANNPLOEBOFDMOPEN METEROpenNodeO-QPSKOSIPLCPRIMERATRdSRegModHarzRFDRPAInternational Smart Grid Action NetworkInternational Organization for StandardizationInnovative Solutions to Optimise Low Voltage Electricity Systems: PowerSnap-Shot Analysis by MetersFraunhofer Institute for Wind Energy and Energy Systems TechnologyJoint Research Centre Institute for EnergyJoint U.S. – China Cooperation on Clean EnergyKorea Electric Power CorporationKey Performance IndicatorsLow Carbon Network FundLong-Term Electricity Network ScenariosLong Term EvolutionMetropolitan Area NetworkMercato di BilanciamentoMajor Economies Forum on Energy and ClimateMinimum Emissions RegionsMetamorphosis of power distribution: system services from photovoltaicsMercato del Giorno PrimaMercato InfragiornalieroMinistero dello Sviluppo EconomicoManufacturing Message SpecificationAdvanced Architectures and Control Concepts for More MicrogridsMercato a ProntiMercato del Servizio di DispacciamentoMicrogrid System OperatorsMedia TensioneMercato a TermineNeighborhood Area NetworkNarrowband Power LineOntario Energy BoardOrthogonal Frequency-Division MultiplexingOpen Public Extended Network meteringOpen Architecture for Secondary Nodes of the Electricity SmartGridOffset Quadrature Phase Shift KeyingOpen System InterconnectionPower Line CommunicationPoweRline Intelligent Metering EvolutionRegolatore Automatico di TensioneRicerca di SistemaRegenerative Model region of HarzReduced Fuction DeviceRegolatore di Potenza Attiva221

Smart Grid. Le reti elettriche di domaniRTPRUASCADASCLSEESGEN-ICTSET PlanSGSMART WATTSSPISSCSSTCSUSPLANT&D EuropeTICAToUTSOTWENTIESUMTSVMDVPPVSCWAMSWANReal Time PricingRouter dell’Utente AttivoSupervision Control And Data AcquisitionSubstation Configuration LanguageSupporting Energy Efficiency in Smart GENeration grids through ICTStrategic Energy Technology PlanSmart GridIncreasing the self-regulating ability of the energy system by using the“smart kilowatt-hour” and the Internet of EnergySistema di Protezione di InterfacciaService Specific Convergence SublayerSistema di TelecomunicazionePLANning for SUStainabilityEuropean Association of the Electricity Transmission and DistributionEquipment and Services IndustryTesto integrato delle connessioni attiveTime of Use PricingTransmission System OperatorTransmission system operation with large penetration of Wind and otherrenewable Electricity sources in Networks by means of innovative Toolsand Integrated Energy SolutionsUniversal Mobile Telecommunications SystemVirtual Manufacturing DeviceVirtual Power PlantVariatore Sotto CaricoWide Area Monitoring SystemsWide Area Network222

ENTI, INDUSTRIA, SERVIZIE SVILUPPODELLE “RETI INTELLIGENTI”IN ITALIA

Le imprese, la ricerca, le società di servizi italiane o che operano da tempo nel nostro Paese sonopronte all’importante sfida posta dalle Smart Grid.Alcune di esse hanno contribuito, con il loro originale punto di vista, a individuare aree e temid’interesse utili al raggiungimento di questo obiettivo. Si tratta del frutto dell’incontro, favoritodalla Fondazione EnergyLab, fra il loro mondo e quello degli esperti.Per questa ragione riteniamo i seguenti interventi, forniti dagli stessi soggetti interessati, degnidi nota.L’impegno di ABB nelle Smart GridLa Smart Grid è un sistema auto-monitorato, basato su standard industriali,che attraversa anche i confini nazionali permettendo il trading dell’energia.Questo sistema dev’essere in grado di individuare i disturbi sulla rete cosìcome i cambiamenti nell’offerta e nella domanda e reagire automaticamente, ripristinando l’equilibrioe mantenendo la stabilità richiesta.I maggiori cambiamenti si avranno nella distribuzione: questa dovrà infatti essere in grado di gestireun flusso bidirezionale e maggiori oscillazioni dei parametri elettrici, con effetti sulla qualitàdell’energia, diventando più reattiva ai cambiamenti della domanda. L’intero sistema energeticotrarrà vantaggio dalle fonti rinnovabili, e i gestori delle reti potranno aumentare la stabilità e la sicurezzadelle forniture riducendo le perdite.La rete di distribuzione diventerà una fonte di energia, rimanendo il punto di consegna agli utenti finali.La componente più innovativa di una rete intelligente sarà data dal consumo, le cui caratteristicheandranno a modificarsi radicalmente: il consumatore avrà infatti la possibilità di svolgere anche ilruolo di produttore. Si realizzerà quanto definito come “demand response”: un diffuso e capillare controlloin tempo reale del consumo, grazie anche all’apporto di nuovi sistemi di accumulo dell’energia.L’Italia, centro di eccellenze. ABB è leader nella fornitura di soluzioni integrate per le Smart Gride possiede il know-how tecnico e la visione per affrontare le sfide attuali e future.Lo dimostrano alcuni importanti progetti italiani. ABB Italia ha un ruolo primario nell’elettrificazionedei porti, soluzione che abbatte le emissioni di CO 2 delle navi ormeggiate.Inoltre ha al suo attivo anche la realizzazione dei collegamenti Italia-Grecia e SAPEI in HVDC, latecnologia per connessioni in corrente continua.Per far fronte all’imprevedibilità delle fonti rinnovabili e gestire la variabilità nel consumo e nellacapacità di trasporto della rete occorrerà sempre più fare ricorso a sistemi di accumulo dell’energia:ABB vanta soluzioni di stoccaggio innovative, fra cui la recente SVC Light ® con Energy Storage,basata su batterie in grado di garantire da 5 a 60 minuti potenze da 5 a 50 MW.In Italia, inoltre, ABB è leader nei sistemi SCADA per il monitoraggio e la supervisione degli impiantidi generazione e delle infrastrutture di rete e sta realizzando un sistema SCADA EMS (EnergyManagement System) per il controllo dell’intera rete elettrica albanese.Grazie alle sue tecnologie, ABB è in prima linea sia sul fronte Smart Grid che su quello Smart City,con diverse esperienze in ambito internazionale, quali Stoccolma (Svezia), Helsinki (Finlandia),Friedrichshafen (Germania), Boulder (Colorado, USA).

In Italia ABB ha firmato recentemente un Protocollo d’Intesa con il Comune di Genova per sviluppareuna cooperazione volta a migliorare la qualità della vita dei cittadini contribuendo all’evoluzioneverso una città più intelligente. Genova si candida così a essere una delle città europee chesi sfideranno nella corsa verso l’aggiudicazione dei finanziamenti della Comunità Europea, nell’ambitodel suo Piano strategico per le Energie tecnologiche.Ma non è tutto: come ben sa ogni cittadino, la qualità della vita nelle città del giorno d’oggi è inlarga parte determinata dalla mobilità. ABB ha tutte le competenze e le tecnologie per prepararele Smart Grid alle sfide legate ai veicoli elettrici e offrire soluzioni pratiche di ricarica per soddisfarele esigenze di conducenti, fornitori del servizio e operatori di reti elettriche. L’infrastruttura che supporteràla mobilità elettrica dovrà soddisfare le necessità della rete e, contemporaneamente, di tuttigli attori coinvolti.BTicino: dalla domotica alle Smart GridLa progressiva diffusione della domotica, dalle poche decine di impiantidel 2000 alle centinaia di migliaia attuali, è data dalla capacità di adattarsi,tecnologicamente e culturalmente, all’evoluzione del mercato. Da status symbol esclusivo,diffondendosi è divenuta strumento di valorizzazione del patrimonio immobiliare. La domotica èintegrazione per coordinare e centralizzare le funzioni dell’abitazione. La rivoluzione ambientale ela crisi economica hanno posto al centro dell’attenzione il risparmio energetico, che la domoticaaffronta con soluzioni orientate su quattro direttrici: termoregolazione, controllo dell’illuminazione,visualizzazione di consumi/produzione e controllo dei carichi. Queste ultime due sono connesse allafornitura di elettricità, quindi, benché integrate e funzionali all’abitazione, trovano la loro ragiond’essere anche nel rapporto, oggi solo economico, tra utilizzatore e fornitore di energia.L’impianto dell’abitazione e quello della Utility sono oggi completamente autonomi: la domotica dovrebbeottimizzare il rapporto costi energetici/comfort abitativo; il fornitore di energia ha l’interessea non sollecitare la rete nei momenti di maggiore assorbimento. Oggi lo scenario dei consumi considerache le fasce orarie critiche siano quelle lavorative. Sensibilità ecologica, incentivi, evoluzionetecnologica ed effetti della crisi stanno però portando all’adozione da parte dei privati e delle famigliedi impianti di autoproduzione diffusi sul territorio. Una volta soddisfatti i propri consumi, questiimmettono l’eccedenza energetica nella rete. Il modello di tariffe differenziate, che premia iconsumi non industriali e familiari nelle fasce notturne e festive, potrebbe essere da ripensareperché la maggiore produzione dovuta al solare, unita allo scarso consumo diurno del residenziale,determineranno l’aumento del conferimento di energia di questi impianti nelle fasce oggi critiche.Uno scenario futuro, a cui BTicino si sta preparando, risiede quindi nel diverso ruolo che la domoticaassumerà nel suo rapporto con la rete di distribuzione dell’energia. Sarà indispensabile che idue impianti si parlino: il sistema domotico dell’abitazione dialogherà con quello di distribuzionedell’energia della Utility fornendo costantemente le informazioni e i parametri di consumo o diproduzione locali. Quest’ultima dovrà divenire intelligente (sarà infatti una “smart grid”), per gestirei surplus di energia locali e ridistribuirli dinamicamente in altre aree. E per avere informazioni

sui consumi o la produzione dell’abitazione dovrà appoggiarsi proprio sull’impianto domotico e utilizzarnela rete nervosa per fornire nuovi servizi e informazioni ad alto valore aggiunto. Un altroservizio da connettere alla rete, in cui BTicino è attiva, è quello di ricarica dei veicoli elettrici delleutenze private. Anche in questo campo la domotica contribuirà alla gestione dei carichi, rilevandoconsumi e costi e programmando le ricariche in funzione delle fasce orarie più convenienti.Oggi i due impianti “non si parlano”, hanno protocolli e modalità di comunicazione diversi, ma alcunipassi in avanti si stanno compiendo: i gestori e produttori di sistemi domotici, come Bticino,vogliono iniziare a dialogare.BTicino, capofila del gruppo Legrand in Italia, dov’è presente con una struttura organizzativa checomprende otto insediamenti produttivi e circa 3.000 dipendenti, opera sul mercato italiano con leofferte dei marchi principali BTicino, Legrand, Zucchini e Cablofil. BTicino inoltre, con la presenzain oltre 60 Paesi di tutti i continenti, si colloca tra i leader mondiali sul mercato delle apparecchiatureelettriche in bassa tensione per installazioni in ambito civile, industriale e terziario, testimoniandoil valore del nostro Paese in termini di qualità, tecnologia d’avanguardia e cultura progettuale.Il ruolo del Gestore nello sviluppo delle Smart GridCon il crescente sviluppo delle fonti rinnovabili e della generazione distribuita,il GSE è sempre più coinvolto nelle tematiche connesse all’ottimizzazionedel sistema elettrico, che nei prossimi anni dovràavere caratteristiche tali (Smart System) da supportare la crescentepenetrazione della generazione distribuita, offrire nuovi servizi per ildispacciamento secondario dell’energia e disporre di nuove tecnologie per utilizzare i segnali diprezzo provenienti dai clienti finali attivi (prosumers).In quest’ottica, le Smart Grid si configureranno come elemento essenziale per poter fruire in maniera“intelligente” della totale capacità di generazione degli impianti alimentati da fonti energeticherinnovabili.Per poter favorire il processo di diffusione delle Smart Grid è necessario che lo sviluppo tecnologicosia accompagnato da chiare linee d’azione attraverso la modifica del quadro regolatorio enormativo, finalizzato a introdurre:• regole che definiscano il modello di governance da adottare, i ruoli dei vari soggetti coinvolti(DSO, TSO, eventuali aggregatori e ESCO, ecc.) e le metodologie per la remunerazione deicosti sostenuti dai vari soggetti;• uno sviluppo coerente e coordinato tra rete e capacità di generazione installata, in modo daevitare o limitare al minimo l’applicazione di meccanismi di riconoscimento economico in casodi limitazioni di potenza attiva, così come avviene attualmente per la mancata produzione eolicain caso di ordini di dispacciamento impartiti da Terna dovuti a congestioni di rete;• un mercato per i servizi di dispacciamento secondario a cui possa partecipare tutta la generazionedistribuita, in maniera analoga a quanto avviene per la generazione connessa alla retedi trasmissione;

• meccanismi di demand response finalizzati a ottenere un aumento dell’elasticità della domandaal prezzo dell’energia attraverso opportuni segnali di prezzo sul mercato dell’energia.Il GSE, in qualità di Utente del Dispacciamento di gran parte degli impianti di generazione distribuita,segue con particolare interesse tali tematiche e auspica che siano introdotte regole, tecnologiee sinergie necessarie per fare in modo che lo sviluppo delle Smart Grid possa avvenirepienamente, come tassello di quel mosaico di azioni da intraprendere per avere un sistema elettricosempre più efficiente e competitivo.Il Gestore dei Servizi Energetici – GSE SpA è la holding pubblica che in Italia sostiene lo sviluppoe la promozione delle fonti rinnovabili. Le principali attività svolte dal GSE riguardano la qualificadegli impianti alimentati da fonti rinnovabili e la conseguente emissione dei Certificati Verdi o delletariffe onnicomprensive, il rilascio delle Garanzie d’Origine, il ritiro dell’energia prodotta da impiantia fonti rinnovabili e assimilate (CIP6, ritiro dedicato, tariffa omnicomprensiva, servizio discambio sul posto), la gestione del conto energia per gli impianti fotovoltaici, il riconoscimento degliimpianti di cogenerazione, la determinazione del mix energetico nazionale, il miglioramento delleprevisioni delle immissioni da parte degli impianti a fonte rinnovabile non programmabili e la quantificazionedella mancata produzione da fonte eolica per effetto degli ordini di dispacciamento impartitida Terna.IFS Italia SrL: elaborazione, analisi e gestione di dati energeticiL’introduzione del sistema Smart Grid coinvolge tutti gli operatori della filieraUtility: produttori da fonti pulite, utenti finali, gestori di rete e retailer. La complessitàdella tematica non può essere affrontata con un approccio monoprodotto,né, tantomeno, da un singolo soggetto. Piuttosto, è necessario costituiredei consorzi di aziende nei quali ognuno contribuisce con competenze e prodottispecialistici.Il portafogli prodotti IFS, unito al bagaglio di esperienza nazionale e internazionale in ambitoEnergy & Utilities, garantisce un’ampia copertura delle diverse tematiche inerenti le Smart Grid.La copertura di servizi e prodotti IFS è rilevante, sia nella fase di analisi e start-up sia nella fasedi roll-out ed esercizio dei progetti SG, per tutti i soggetti della filiera.Il roll-out massivo degli smart meters è solo il primo tassello delle Smart Grid e introduce per i gestoridi rete una complessità di elaborazione, analisi e gestione di dati energetici che solo una soluzionefunzionalmente e tecnologicamente spinta come BelVis4 può coprire. Il modulo EDM è ilfulcro che, gestendo la totalità dei dati, alimenta tutti gli altri prodotti della suite IFS.I moduli di BelVisPro e Clustering garantiscono sia un’accurata previsione e analisi della domandasia la successiva segmentazione della base clienti necessaria per fornire dei servizi/prodotti mirati.La fornitura dati meteo e di sistemi (BelVisPro, hydro2sim) per previsione da fonti rinnovabili e dagenerazione diffusa (eolico, fotovoltaico, idro...) permette a TSO/DSO di razionalizzare il dispacciamentodella rete facilitando l’introduzione e la gestione delle energie pulite, monitorate costantemente(con MAXIMUS) per massimizzarne la disponibilità.

Il prodotto ResOpt per l’ottimizzazione delle risorse energetiche garantisce ai gestori della rete lostrumento necessario per una più efficiente gestione attiva della rete, facilitando le attività di bilanciamentodella stessa.Infine, il coinvolgimento dell’utente finale è introdotto dal concetto di demand response. In unaprima fase si tratta di fornire al cliente finale un maggiore controllo dei propri consumi e un segnaledi prezzo per incentivare comportamenti più virtuosi. Il modulo EDX (Energy Data Exchanger)è lo strumento di comunicazione bidirezionale tra operatori e utenti. Nella seconda fasel’utente è poi supportato con strumenti (ResOpt) per efficientare i propri consumi, rendendoloelemento attivo nella filiera energetica.IFS Italia nasce nel 1996 su iniziativa della ifs GmbH (gruppo RWE) e nel 2000 gli attuali soci neacquistano il controllo, facendo crescere la società sul mercato italiano con una progressione continuanel tempo. Il portafoglio prodotti evolve, comprendendo soluzioni per la gestione completadei processi di Energy Management, sia elettrico che gas.Le sue origini ed esperienze internazionali hanno formato il business model, che si esprime nellaformula “Solution Provider for Utilities”: dall’individuazione di partner internazionali che offrono soluzioniavanzate best-of-breed, alla localizzazione per il mercato italiano e implementazione pressogli operatori, fino al supporto post vendita ed evoluzione normativa continua.Le linee di business sono la Gestione dei Dati (EDM) e Previsione per il Trasporto, Distribuzione,Vendita e Generazione, l’Ottimizzazione, l’ETRM, il CRM, i Portali per la Comunicazione evoluta tragli Operatori e i servizi dati (Meteo/Prezzi).L’impegno di SELTA SpA per le Smart Grid: apparati e sistemi di gestione e controlloSELTA, azienda che da sempre fornisce prodotti e sistemi avanzatiper la gestione, il controllo e l’automazione delle reti elettrichee dei sistemi di comunicazioni di servizio, è attualmentein prima linea tra i protagonisti delle future Smart Grid.Il processo di sviluppo delle nuove reti elettriche intelligenti richiede l’ammodernamento dei sistemiesistenti, e quindi la realizzazione di un nuovo sistema di comunicazione che permetta di raggiungereogni elemento del sistema elettrico in modo affidabile, deterministico, bidirezionale e rapido.Sistemi di supervisione che realizzino le nuove funzionalità richieste tramite la nuova rete di comunicazionee un nuovo sistema distribuito di protezione, controllo e automazione che interagiscacoi sistemi di supervisione al fine di rendere il sistema nel complesso più reattivo.SELTA è già presente nel campo dell’automazione delle sottostazioni di alta tensione, con apparatidi controllo, monitoraggio e protezione conformi ai nuovi standard IEC 61860 e IEC 61131-3.Inoltre fornisce ai più importanti distributori apparati di telecontrollo, protezione e regolazione percabine primarie e secondarie.Per quanto riguarda i sistemi di trasmissione, SELTA sviluppa nodi di rete a pacchetto per applicazionidi rete locale nell’ambito dei sistemi di automazione di stazione o per la realizzazione di retigeografiche private. Inoltre vanta un notevole know-how negli apparati a onde convogliate ana-

logiche e numeriche per la trasmissione dati su linee di alta e media tensione e teleprotezioni analogichee numeriche per la protezione degli impianti di potenza. Offre anche apparati di trasmissioneSDH per la realizzazione di reti geografiche ad alte prestazioni.Nel campo dell’Information Technology SELTA ha una consolidata esperienza sui sistemi SCADAper la supervisione degli impianti elettrici, con capacità di sviluppare le logiche che sovrintendonoal controllo degli stessi, oltre che sui sistemi di gestione degli apparati di comunicazione.Gli apparati e i sistemi di gestione e controllo di SELTA già oggi consentono di realizzare alcunedelle funzionalità richieste dalle Smart Grid. In futuro permetteranno di scambiare informazioni inmodo più incisivo con i produttori di energia e con gli utenti, di interpretare in anticipo le esigenzedi domanda e offerta di energia rendendone flessibile la produzione, di riportare rapidamente ilsistema in uno stato di stabilità dopo eventuali interruzioni o disturbi di rete, di gestire e utilizzarele informazioni disponibili per ottimizzare l’impiego delle risorse, al fine di massimizzare l’efficienzaenergetica e contribuire quindi al miglioramento ambientale.SELTA, con sede a Cadeo e stabilimento a Tortoreto Lido, è punto di riferimento internazionale neiSistemi di Automazione e Controllo, di Segnalamento Ferroviario, di Enterprise Communication enelle Reti di Accesso.In particolare opera, con crescente proiezione internazionale, in quattro segmenti di mercato:• Soluzioni di automazione per le Utility: automazione, controllo e supervisione di reti e impiantidi produzione, trasporto e distribuzione di energia elettrica, gas e acqua, sistemi per le telecomunicazionidi servizio su elettrodotto;• Applicazioni per il controllo della marcia dei treni e soluzioni per le telecomunicazioni di serviziodelle Reti Ferroviarie;• Reti di Comunicazione per le imprese basate sulle tecnologie più avanzate;• Reti di Accesso;• SELTA offre pacchetti “chiavi in mano” studiati in base alle specifiche esigenze dei propri clienti,tra cui può annoverare innumerevoli Public Utility e i principali operatori delle Telecomunicazionie Service Provider.Siram SpA e il progetto di “aggregazione”Le Smart Grid rappresentano un’opportunità di grande interesseper Siram. La società è fortemente impegnata nella riduzione deiconsumi energetici e nella lotta ai cambiamenti climatici con soluzionidi efficienza energetica, cogenerazione ed energie rinnovabili. L’attuale modello di distribuzionedell’energia elettrica unidirezionale, dalle grandi centrali verso i consumatori, nonpermette lo spiegamento massiccio di sorgenti di produzione energetica locali (cogenerazione,solare, biomasse) per problemi di reti insufficienti e per l’inefficienza e l’onerosità deltrasporto.La Ricerca e Sviluppo di Veolia Enviromental, di cui fa parte Siram, sta allestendo un progetto di“aggregazione” in scala regionale per valutarne la fattibilità tecnica ed economica. La funzione di

aggregazione consiste nel collegare a un punto centrale di controllo e gestione diversi siti, sia consumatorisia produttori di energia, allacciati alla rete elettrica. L’idea è quella di gestire la domandae la produzione di energia di questi siti grazie allo sviluppo di sistemi di telecontrollo in temporeale, con l’obiettivo di creare un equilibrio locale e, allo stesso tempo, di superare i limiti del sistemacentralizzato di produzione, trasporto e distribuzione.Nella Francia meridionale il progetto Refrex di Veolia R&S sta sviluppando un progetto pilota conuna centrale di gestione informatizzata che collega dei produttori indipendenti di energia connessaalla rete.Il collocamento in opera del progetto potrebbe esordire durante il 2011; le prove si svilupperannosu 2 anni e mezzo, di cui i primi sei mesi dedicati a una crescita di potenza e gli ultimi sei dedicatiad un bilancio completo.Si valuteranno così varie ipotesi di produzione, stoccaggio e consumo di elettricità nel contesto diuna ventina di edifici adibiti a uffici, stazioni di depurazione, centrali fotovoltaiche, centrali di stoccaggio(pile a combustibile, centrali idrauliche, stoccaggio termico, stoccaggio con batterie) e stazionidi pompaggio di acqua potabile, permettendo anche di anticipare i comportamenti energeticie di identificare i potenziali di flessibilità di infrastrutture consumatrici.Alla base del progetto pilota sull’”aggregazione” vi sono le ricerche di Veolia sui modelli previsionalidei consumi elettrici e sulle compatibilità economiche. Da una parte l’obiettivo dei modelli èconoscere in anticipo i consumi di elettricità da una o due ore fino ad alcuni giorni prima; dall’altra,l’obiettivo dei modelli economici è rendere compatibili finanziariamente le Smart Grid con il contestoattuale di mercato. Grazie allo studio e allo sviluppo delle Smart Grid, Siram potrebbeaggiungere alle sue attività quella di “aggregatore”: un intermediario attivo tra produttori e consumatorilocali di energia e rete elettrica, fondamentale per sviluppare nuove modalità produttivedecentrate, come le fonti rinnovabili e la cogenerazione.Siram è una società italiana leader nei settori della gestione integrata dell’energia. Nata nel 1912,dal 2002 fa parte di Dalkia International, leader europeo nella gestione dell’energia. Dalkia è a suavolta controllata da Veolia Environnement, il più grande gruppo al mondo nel settore dei serviziambientali (energia, acqua, rifiuti e trasporti), presente in 68 paesi con oltre 319.000 dipendentie un fatturato 2009 di 34,6 miliardi di euro.Il fatturato consolidato Siram del 2009 è stato di oltre 900 milioni di euro, grazie a un portafogliodi circa 1.400 clienti nei settori della Sanità, della Pubblica Amministrazione centrale e locale, dell’industria,del terziario e del residenziale e delle telecomunicazioni.Schneider Electric, lo specialista di Energy ManagementNegli ultimi anni, Schneider Electric ha posto al centro della propria strategial’utilizzo efficiente dell’energia, come risorsa scarsa e preziosa, diventandoa tutti gli effetti specialista dell’Energy Management.Davanti al grande dilemma del raddoppio della domanda di energiaelettrica e della necessità contemporanea di dimezzare le emissioni di CO 2 entro il 2050, Schnei-

der Electric sostiene il ruolo centrale del risparmio energetico, attraverso l’efficientamento degli impiantiindustriali e delle strutture civili, come chiave di un modello energetico sostenibile per ilfuturo.Dall’efficienza attiva al monitoraggio dei consumi, Schneider Electric vive la sfida energetica daprotagonista, partecipando come ESCO ai progetti di efficientamento che accedono ai programmidi finanziamento agevolato, all’ottenimento dei benefici fiscali e ai certificati bianchi. SchneiderElectric completa l’impegno per l’energia pulita attraverso la propria attività nelle fonti rinnovabili,dalla fornitura di prodotti alle soluzioni “chiavi in mano” come EPC, vantando ad oggi larealizzazione chiavi in mano in Puglia di uno dei più grandi parchi solari d’Europa, da ben 45MWdi potenza.Il ruolo di Schneider Electric nel panorama delle Smart Grid vede perciò in primo piano l’impegnonello sviluppo di soluzioni per le reti di distribuzione, le fonti rinnovabili, la gestione del demand/response,le strutture per la ricarica dei veicoli elettrici e l’efficienza energetica negli edifici e nei processi,attraverso sistemi di controllo attivo fortemente integrati. Questa visione d’insieme siappoggia su EcoStruxure TM , un’unica piattaforma per rendere l’energia sicura, sostenibile, affidabile,efficiente e produttiva. È indirizzata ai cinque mercati che, nel loro insieme, sono responsabilidel 72% del consumo energetico mondiale: energia e infrastrutture, industria, datacentre,edifici del terziario e residenziale.L’utilizzo dell’architettura EcoStruxure TM consente il raggiungimento di risparmi fino al 30% sianell’investimento iniziale che nei costi di gestione, inclusi i consumi energetici, e fornisce una rispostacompleta e integrata alla gestione dell’energia dal lato della distribuzione e del consumo.Schneider Electric è lo specialista globale nella gestione dell’energia, con una presenza in oltre 100Paesi; offre soluzioni integrate in diversi segmenti di mercato, con una posizione di leadership neisettori energia e infrastrutture, processi industriali, building automation e data center, vantandoinoltre un’ampia presenza nelle applicazioni residenziali. Specializzata nel rendere l’energia sicura,affidabile ed efficiente, con oltre 110.000 dipendenti nel 2010 Schneider Electric ha raggiunto unfatturato di oltre 19,6 miliardi di euro, grazie a un impegno attivo nell’aiutare individui e organizzazionia ottenere il massimo dalla propria energia.ICT e Smart Grid, il ruolo di Telecom Italia SpATelecom Italia, come impresa leader in Italia nell’ICT, ma anchecome secondo maggiore cliente del sistema energetico italiano,partecipa a numerose iniziative e progetti che intendono contribuirealla creazione dell’Ecosistema delle Smart Grid. Per un operatore integrato di telecomunicazioniche opera in tutta la filiera dei servizi di comunicazione avanzata (telecomunicazioni fisse,mobili e internet) significa contribuire a un processo di convergenza fra ICT e sistema energeticoper realizzare una rete capillare che trasporti energia, informazione e controllo.Telecom Italia è cofondatore e membro del Comitato di Direzione di Energy@Home – un progetto dicollaborazione fra Electrolux, Enel, Indesit e Telecom Italia – con l’obiettivo di definire, sviluppare e

promuovere un’infrastruttura di comunicazione che abiliti la fornitura di servizi a valore aggiunto basatisu informazioni di consumo di energia elettrica e tariffe elettriche nell’Home Area Network.Telecom Italia è, inoltre, il coordinatore di e-Cube, progetto parzialmente finanziato dal “ProgrammaIndustria 2015” del Ministero per lo Sviluppo Economico, che si propone di creare un sistema compostodi elementi e infrastrutture scalabili che abilitino il controllo e ottimizzazione di consumi elettrici,sia nell’ambiente residenziale sia commerciale e industriale. Il progetto è partecipato da 12partner, incluse aziende e università italiane che rappresentano la catena del valore industriale.Kaleidos-TIGreen è una soluzione commerciale di efficienza energetica di Telecom Italia per clientelabusiness che, nel contesto della Smart Grid, permette di monitorare le principali grandezzeelettriche e ambientali, eseguire interventi mirati all’ottimizzazione dei costi di esercizio degli impianti,studiare provvedimenti per la modifica e riduzione dei consumi energetici, controllare l’energiaconsumata, ridurre i picchi di consumi. Essa si basa su reti di sensori wireless per la raccoltadi dati ambientali e di consumo energetico degli impianti, di sistemi di Business Intelligence perl’analisi dei dati e il controllo dei costi associati, di metodologie per l’esecuzione di audit on-siteatti a definire una politica di efficienza energetica e a progettare interventi di miglioramento dell’efficienzadegli impianti.Nel contesto della standardizzazione, Telecom Italia è attiva in numerosi enti di standardizzazione rilevantiper le Smart Grid: ITU-T, IEEE, 3GPP, IETF, ETSI, CEI, BroadBand Forum e ZigBee Alliance(un’associazione internazionale di aziende che sta definendo lo standard Smart Energy selezionato dalNIST americano per le Smart Grid) in cui il delegato Telecom Italia è chair di un comitato tecnico;Home Gateway Initiative (un’organizzazione internazionale non a fine di lucro che si propone di definirele linee guida e le specifiche dei gateway residenziali a larga banda) in cui il delegato TelecomItalia è editor del documento Requirements for Home Energy Management and Control Service.Infine, l’azienda partecipa all’iniziativa ISGAN (International Smart Grids Action Network) del Ministerodello Sviluppo Economico, che permetterà di consolidare e creare nuove collaborazioni suitemi dell’energia tra Telecom Italia e le aziende private e pubbliche del settore, le agenzie di regolamentazionee gli enti di ricerca.Telecom Italia S.p.A. è la principale società del Gruppo Telecom Italia, uno dei più importanti operatoridi telecomunicazioni a livello mondiale, player strategico nel mercato ICT europeo e leader in Italia,dove costituisce uno dei principali gruppi industriali. Le aziende del gruppo operano nelletelecomunicazioni in ambito fisso (Telecom Italia) e mobile (TIM), detenendo le maggiori quote di mercatoin Italia e rilavanti partecipazioni internazionali, prima fra tutte la telefonia mobile in Brasile (TIMBrasil); nei media e Internet (La 7, Virgilio); nel comparto dell’Information Technology.Gruppo Tesmec, reti “forti” oltre che “intelligenti”Oltre a un rilevante incremento della domanda di energia, le tendenzedel sistema energetico mondiale registrano un bisognocostante di miglioramento della sicurezza e della qualità dell’offertae un impatto crescente delle tematiche ambientali sulle dinamiche politiche ed economicheinternazionali.

Tesmec è consapevole che importanti cambiamenti devono essere intrapresi per il passaggio a unsistema energetico sostenibile. Innanzitutto occorre un rafforzamento delle reti. Tesmec lavora inottica di “Strong Grid”, convinta che una Smart Grid, una “rete intelligente”, debba prima di tuttoessere una rete forte.L’elettricità, infatti, non è sempre usata nello stesso posto in cui viene prodotta. Da qui la necessitàdi reti di trasmissione e sistemi di distribuzione a lunga distanza che però comportano significativeperdite di energia. Al fine di contenere queste perdite, la recente tendenza dei Paesi a piùelevato ritmo di sviluppo energetico è quella di privilegiare elettrodotti ad altissimo voltaggio (660-750-800-1000 kV, con previsioni di crescita a 1100-1200 kV), molti dei quali sono programmati perfunzionare in corrente continua.Il Gruppo Tesmec ha come obiettivo il miglioramento del trasporto a lunga distanza tramite la costruzionedi reti ad altissimo voltaggio, ben strutturate e interconnesse, come condizione necessariaper lo sviluppo delle Smart Grid.La costante crescita di importanza dell’energia verde è un dato di fatto. Secondo l’International EnergyOutlook 2010, l’impiego di fonti rinnovabili per la generazione di energia crescerà del 3% all’annodal 2007 al 2035.Gli impianti elettrici alimentati da fonti rinnovabili stanno conoscendo un forte sviluppo ma anche difficoltànotevoli nella loro espansione. Questo a causa di problemi derivanti da ritardi e carenze nellainterconnessione alla rete elettrica. Le fonti rinnovabili sono caratterizzate, infatti, da forte instabilitàe picchi di generazione ma le reti attuali riescono a gestire solo modesti livelli di variabilità.La Strong Grid rappresenta quindi una condizione necessaria per la Smart Grid. Accelerare la costruzionedi reti UHV (Ultra High Voltage) come spina dorsale e reti subordinate collegate a tuttii livelli è uno dei principali obiettivi di Tesmec.Numerosi progetti internazionali (Cina, India, Sud America…) dimostrano che Tesmec è attiva nelrafforzamento del ruolo della rete, ottimizzando il sistema e incrementando l’efficienza energeticacon lo scopo di migliorare l’integrazione delle fonti di energia rinnovabili e di agevolare lo sviluppodelle Smart Grid.Il Gruppo Tesmec è attivo principalmente nella progettazione, produzione e commercializzazionedi soluzioni integrate per la costruzione e la manutenzione di infrastrutture quali reti aeree e interratee tubi (pipeline). Il Gruppo, fondato nel 1951, può contare su oltre 300 dipendenti e disponedi quattro siti produttivi, tre in Italia e uno negli Stati Uniti, e opera attraverso due linee diprodotti nel settore della progettazione, produzione e commercializzazione di macchine e sistemiintegrati per la tesatura di reti elettriche e cavi in fibra ottica, nonché per la tesatura di reti elettricheferroviarie; macchine trencher cingolate ad alta potenza per lo scavo in linea di reti e di tubi(pipeline) interrati o per opere di sbancamento e, in misura minore, macchine da cantiere multifunzionali(Gallmac).La mission del Gruppo Tesmec è operare nel mercato delle infrastrutture per il trasporto di energiaelettrica, dati e materiali (petrolio e derivati, gas, acqua), settori strategici per la crescita el’ammodernamento di ogni Paese nel mondo. Le sfide del futuro impongono alle moderne societàindustriali, così come a quelle emergenti, di investire nei settori dell’energia e delle telecomunicazioni.