Come si rimoderna la rete di distribuzione per abilitare la transizione energetica

L’elettrificazione dei consumi e la generazione da fonti rinnovabili intermittenti necessitano di una rete di distribuzione adatta ad accogliere nuove esigenze e funzionalità e, di conseguenza, di un nuovo ruolo del DSO. Su ENERGIA 3.23, Ercole De Luca presenta le innovazioni avanzate da areti con riferimento alla mobilità elettrica nel Comune di Roma, al progetto PlatOne e al progetto RomeFlex.

La priorità è lo sviluppo delle reti elettriche intitolava Giovanni Goldoni il suo articolo pubblicato su ENERGIA 4.22 in cui affrontava il critico tema dei costi aggiuntivi dovuti allo sviluppo degli investimenti nelle reti di trasmissione e distribuzione per connettere al minor costo la nuova crescente potenza rinnovabile che bisognerebbe realizzare per rispettare le prescrizioni comunitarie.

Un titolo che è un messaggio, chiaro e conciso, che condividiamo, come attestano i diversi articoli e commenti apparsi su questa rivista e blog negli scorsi anni – dal dibattito sulla rete di distribuzione, all’impatto sulle reti dell’eolico offshore, all’invito del nostro direttore a rimettere il “carro davanti ai buoi” – e che siamo lieti di vedere finalmente al centro delle discussioni sulla transizione energetica, grazie all’attenzione riservatagli da personaggi di spicco, come Bill Gates o la Commissaria europea all’energia Kadri Simons, e da importanti testate, quali il Financial Times e l’Economist.

In questo nuovo numero di ENERGIA torniamo su questo cruciale aspetto della transizione con due contributi:

• uno sulle reti di trasmissione, nel quale Guido Guida presenta il Piano 2023 di Terna;
• l’altro dedicato alle reti di distribuzione, per la penna di Ercole De Luca che presenta le innovazioni avanzate da areti e di cui proponiamo una panoramica dei contenuti in questo post.

Massivi investimenti nelle reti di distribuzione rappresenterebbero un ostacolo alla transizione energetica

“L’elettrificazione dei consumi e la cre­scente integrazione nel sistema elettri­co della generazio­ne da fonti rinnovabili distribuite rappresentano gli obiettivi prin­cipali della transizione energeti­ca. Affinché ciò sia possibile, si necessita di reti di distribuzione intelligenti in grado di gestire que­ste nuove funzionalità, senza però implicare massivi investimenti che, ripercuotendosi sul costo energeti­co, di fatto rappresenterebbero un ostacolo alla transizione stessa”.

Per definirsi abilitante della transizione energetica una rete di distribuzione deve quindi garantire:

(a) L’abilitazione sul merca­to di servizi di flessibilità, così da mettere a disposizione del sistema elettrico nazionale risorse flessibili (dei prosumers) connesse alla rete di distribuzione e, al contempo, una semplificazione della parteci­pazione degli utenti al mercato del­la flessibilità tramite una standar­dizzazione dei sistemi;

(b) La sua riconfigurabilità in base alle effettive esigenze istanta­nee delle utenze connesse, attraver­so una digitalizzazione dei processi e dei sistemi di gestione operativa del suo esercizio;

(c) Osservabilità e controllabilità efficace, tale da assecondare le riazioni di utilizzo dell’energia dei suoi clienti;

(d) L’abbattimento delle barriere d’ingresso al mercato della flessibi­lità tramite l’utilizzo di apparati di acquisizione e certificazione delle misure (dispositivo d’utente evolu­to) a integrazione dello Smart Me­ter 2G, che garantisca al contempo l’osservabilità delle risorse e l’uti­lizzo di soluzioni standard che per­mettano economie di scala ed evi­tino fenomeni di lock-in dei clienti;

(e) La disponibilità di misu­re certificate allo Smart Meter, ai fini della fatturazione dei servizi di flessibilità offerti dai clienti, e la rimozione della riconciliazione delle misure in quanto emesse di­rettamente dal Distribution System Operator (DSO) senza duplicazione dei sistemi;

(f) L’efficientamento degli inve­stimenti infrastrutturali, attraverso la prioritizzazione degli interventi di potenziamento rispetto alle reali esigenze di sistema e una riduzione dei Capex grazie all’utilizzo della flessibilità rispetto al potenziamen­to della rete tout court;

(h) L’incremento della qualità del servizio elettrico, tramite la ri­duzione delle congestioni in aree critiche di rete, ottenibile grazie alle leve operative e agli strumenti necessari a utilizzare le risorse di flessibilità distribuite;

(i) L’ottimizzazione degli asset di rete, grazie a una gestione intelli­gente e dinamica dei flussi di ener­gia sulla rete e alla possibilità di azioni mirate per la soluzione delle congestioni.

Affinché la rete di distribuzione sia in grado di rendere possibile la transizione energetica è necessario che anche il distributore assuma nuovi ruoli e funzionalità. In que­sto articolo esploriamo come areti si sta muovendo a tal fine.”.

2.100 GWh, il fabbisogno energetico stimato per ricaricare i veicoli elettrici a Roma (ma la vera criticità è nell’aumento della potenza di picco, tra 500 e 1.000 MW)

L’articolo prosegue presentando l’impatto della mobilità elettrica sulle reti di distribuzione nei grandi centri urbani (par. 1) in termini di carico addizionale e aumento della variabilità giornaliera e, in particolare, lo scena­rio evolutivo atteso nel Comune di Roma, un caso indicativo dato che “tutte le previ­sioni riportate negli studi di setto­re portano a dire che su Roma nel prossimo decennio si concentrerà la maggiore presenza nazionale di veicoli elettrici (circa 750.000 al 2030) (2) e, parallelamente, la mag­giore proliferazione di stazioni di ricarica sia su suolo pubblico sia su suolo privato”.

“La potenza massima di connes­sione risulta particolarmente rile­vante (…). In par­ticolare, questi carichi vanno ad aggiungersi a quelli attuali di eser­cizio e, considerando che già ora in determinati periodi dell’anno e in specifiche condizioni atmosfe­riche la rete presenta significativi elementi di criticità operativa dal punto di vista della continuità del servizio al superamento di 1,9 GW di picco, l’incremento potrebbe portare a una maggior frequenza di condizioni di criticità (…). Per tale mo­tivo areti ha effettuato un’analisi di sensitività dell’impatto della po­tenza installata per i carichi della mobilità elettrica rispetto al profilo di carico della rete di distribuzione in termini di picco massimo gene­rato”.

“Fon­damentale, in quanto funziona­le all’abilitazione della flessibilità delle reti e quindi all’avvio dei re­lativi mercati, è per areti la digita­lizzazione dei processi, portando avanti non solo l’evoluzione fun­zionale dei propri apparati e delle proprie reti, ma anche investendo in innovazione e sviluppo di nuove piattaforme e apparati quali siste­mi di metering evoluto (…), di conduzione evoluta della rete (Di­stribution Management Systems), di inclusione attiva dei clienti nel­la gestione ottimizzata della rete (Demand Side Response attraverso lo sviluppo di equipment in ottica «Internet of Energy»)” (2 – Digitalizzazione, resilienza e flessibilità della rete di distribuzione).

PlatOne, il pilota italiano, coordinato da areti ha sviluppato un nuovo modello di gestione delle reti basato sulla flessibilità nell’a­rea urbana della Capitale

Tra le diverse iniziative avviate, per importanza meritano menzio­ne soprattutto

• il progetto europeo PlatOne (PLATform for Operation of distribution Networks) presentato nel dettaglio nel paragrafo 2.1.
• e il progetto pilota RomeFlex, sui servizi ancilla­ri alla rete di distribuzione, ai sensi della Delibera ARERA 352/2021, presentato nel successivo 2.2.

“Avviato nel settembre 2019 e concluso nell’agosto 2023, il pro­getto PlatOne finanziato dall’Unio­ne Europea ha avuto l’obiettivo di sviluppare e testare una soluzione tecnologica d’avanguardia in grado di abilitare i meccanismi di flessi­bilità energetica all’interno di un mercato aperto e inclusivo. (…)Il progetto PlatOne adotta una soluzione multi-piattaforma che consentirà a tutti gli attori – TSO, DSO, Aggregatori e prosumer – di operare in modo coordinato ed effi­ciente adeguando i propri consumi o la propria produzione alle richie­ste dei gestori della rete elettrica”.

Il mercato di RomeFlex è im­mediatamente agibile per tutti gli attuali BSP (Balancing Service Pro­vider) che continueranno ad avere il GME come interfaccia unica

“Con la Delibera 352/2021 ARE­RA, in accordo al Dlgs 210/2021 (…) ha dato la possibilità ai distributori italiani di realizzare progetti pilota per l’im­plementazione di mercati locali per l’acquisizione di servizi ancil­lari alla rete di distribuzione. areti ha colto questa opportunità propo­nendo il progetto RomeFlex (Fig. 6) che industrializza tutte le soluzioni tecnologiche, piattaforme infor­matiche e processi di mercato svi­luppati nel progetto PlatOne”.

Il post presenta l’articolo di Ercole De Luca La rete di distribuzione per la transizione energetica pubblicato su ENERGIA 3.23 (pp. 64-70)
Ercole De Luca, Head of Electrical System Development areti, Gruppo Acea

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Foto: Pixabay