ArticoliAutore: Marco Pigni

Sistema elettrico: Le UVAM e le proposte per modularne la regolazione

Le UVAM sono un tipo di configurazione del sistema elettrico che potrebbe garantire la necessaria flessibilità in termini di decarbonizzazione e rinnovamento del sistema.

    Marco Pigni (Founding Partner Pila sas) ci introduce al tema delle UVAM (Unità Virtuali Abilitate Miste); questo tipo di configurazione è caratterizzata dalla presenza di unità di produzione, sistemi di accumulo energetico ed unità di consumo. Si tratta di una configurazione di sistema che negli ultimi tempi ha attirato l’attenzione di molti stakeholder del sistema elettrico, in quanto offre rilevanti opportunità di remunerazione per soggetti che presentano consumi flessibili, e che utilizzano anche di sistemi d’accumulo energetico. Inoltre le UVAM possono conferire al sistema elettrico quella flessibilità necessaria per il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione. Sul tema delle UVAM vengono riportate, inoltre, le proposte di Italia Solare, del Coordinamento Free e di ANEV per modificarne la regolazione inviate alla presidenza della X Commissione permanente del Senato in data 6 Maggio.

     

    Da almeno 18 mesi con il beneplacito dell’ ARERA e sotto la regia di TERNA si stanno sperimentando finalmente modalità di aggregazione di risorse distribuite per la fornitura di servizi alla rete elettrica che progressivamente coinvolgeranno sempre più domanda, generazione distribuita (soprattutto da fonti rinnovabili) e anche sistemi di accumulo (sia stazionari che legati alla mobilità elettrica – V2G/V2H).

    Tutto ciò per dare al mercato elettrico quella flessibilità aggiuntiva, preziosa come il pane, se davvero si vorranno realizzare realmente gli obiettivi di decarbonizzazione e di modernizzazione anche del nostro sistema energetico.

    A tale riguardo è senz’altro decisivo che anche i mercati ancillari (servizi di dispacciamento, capacità etc) vengano aperti in modo non discriminatorio e competitivo a tutti gli impianti di produzione e ai punti di consumo.

    La tabelle di seguito riassumono lo stato dell’ arte delle prime assegnazioni a termine in materia UVAM effettuate da parte di TERNA:

    Tabella 1: UVAM – Potenze assegnate aste a termine (MW) – Area di assegnazione A.  Fonte: TERNA
    Tabella 2: UVAM – Potenze assegnate aste a termine (MW) – Area di assegnazione B.  Fonte: TERNA

    Come si vede il trend delle assegnazioni mensili (somma delle aree A e B) è in crescita costante, ciò denota un crescente interesse degli operatori per questo nuovo strumento di flessibilità.

    Nell’ area di assegnazione A, nel periodo 1 maggio – 31 maggio il premio medio ponderato di assegnazione per ciascun MW di UVAM assegnato ammonta a: 29.992 €/MW/anno.

    Nell’ area di assegnazione B, sempre nel periodo 1 maggio – 31 maggio il premio medio ponderato di assegnazione per ciascun MW di UVAM assegnato ammonta a: 29.982 €/MW/anno.

    Si ricorda che l’area di assegnazione A riguarda le  zone NORD e CENTRO NORD del mercato elettrico nazionale. Mentre l’area di assegnazione  B riguarda tutte le altre zone del Paese.

      

    Spunti e proposte di miglioramenti con riferimento ai progetti UVAM

    Di seguito vengono riepilogati gli spunti e le proposte migliorative dal punto di vista regolatorio specificamente individuati dalle associazioni Italia Solare,  Coordinamento Free e ANEV per far sì che i progetti pilota UVAM si sviluppino al meglio e dispieghino realmente i propri effetti positivi su tutto il sistema elettrico. Tali proposte sono state trasmesse in data 6 maggio 2019 alla Presidenza della X Commissione permanente (Industria, Commercio, Turismo).

    PREMESSA

    Le scriventi Associazioni innanzitutto ringraziano per l’opportunità offerta di approfondire la tematica in oggetto, molto attuale e importante.

    E’ infatti chiaro che già oggi, e sempre di più in futuro, il pieno coinvolgimento della generazione distribuita e della produzione da fonti rinnovabili (FER) al mercato elettrico, in tutte le sue forme, consentirà di realizzare realmente gli obiettivi di decarbonizzazione e di modernizzazione del sistema energetico.

    A tale riguardo è senz’altro decisivo che anche i mercati ancillari (servizi di dispacciamento, capacità etc) vengano aperti in modo non discriminatorio e competitivo a tutti gli impianti di produzione e ai punti di consumo.

     

    Spunti su progetto UVAM

    Di seguito vengono riepilogati gli spunti specificamente individuati per far sì che i progetti pilota UVAM si sviluppino al meglio e dispieghino realmente i propri effetti positivi.

    1. Estensione dell’orizzonte temporale dei progetti pilota

    E’ essenziale che gli operatori abbiano visibilità sugli sviluppi futuri del sistema e possano contare con certezza sulla possibilità di sviluppare i propri progetti (con i relativi investimenti) per tempi adeguati.

    In tal senso si chiede che la sperimentazione UVAM sia estesa fino al 31 dicembre 2020 e che ciò sia ufficializzato al più presto, al massimo entro il 30 giugno 2019.

    Peraltro sarebbe importante consolidare la situazione, superando la fase c.d. “pilota” a fine 2020.

    1. Semplificazione della gestione dei “piccoli impianti” (potenza installata minore di 20 kW)

    Attualmente sia la procedura di qualificazione sia la gestione della catena di misura delle unità inserite nelle UVAM non prevede specifiche procedure per gli impianti più piccoli. Questo limita molto le possibilità di coinvolgere piccoli impianti (aspetto importante soprattutto in chiave di sperimentazione per i futuri scenari di “prosumer retail”), poiché spesso è impossibile reperire le informazioni tecniche di dettaglio e comunque i misuratori da installare costerebbero troppo rispetto a qualsiasi ipotetico beneficio.

    Per siti piccoli suggeriamo di prevedere la sola comunicazione del codice POD (dato dal Terna, GSE etc possono ricavare tutte le informazioni già registrate in anagrafica) e di gestire la catena di misura in maniera semplificata (senza necessità di registrare e comunicare i dati di misura ogni 4 secondi, oltretutto considerando che per ora i siti in BT sono spessissimo ancora gestiti non su base oraria).

    NOTA: per i siti gestiti su base oraria, al contrario, è indispensabile che sia attivato lo scambio di dati fra Terna e il Distributore con comunicazione e utilizzo delle curve quartiorarie, poiché la gestione mediante le curve orarie falsa le BDE.

    1. Remunerazione ad-hoc per il servizio di modulazione “a scendere” ed eventuale revisione della remunerazione del servizio “a salire”

    Si ritiene essenziale che venga riconosciuta una remunerazione fissa, come per il servizio di modulazione “a salire”, anche per il servizio di modulazione “a scendere” (o in subordine un “gettone di fermata”).

    Infatti la richiesta del servizio di modulazione “a scendere” continua a essere cospicua, anzi analizzando i dati del 1^ trimestre 2019 si evidenzia che essa è notevolmente più alta rispetto a quella per il servizio “a salire”.

    Qui sotto è riportato un grafico con l’andamento delle due quantità:

    Fig. 1 – Andamento quantità di modulazione

     

    Vi sono molti impianti che potrebbero offrire il servizio di modulazione a scendere ma che non partecipano al sistema in mancanza di una remunerazione di capacità che contribuisca a coprire i costi di accesso al sistema e della relativa gestione (infrastruttura, gestione baseline, controllo produzione, reperibilità per la modulazione etc.).

    Anche il fatto che in Italia, a differenza di numerosi altri mercati europei, non presenti ancora i prezzi negativi, funge da deterrente all’erogazione del servizio di modulazione a scendere per molti impianti.

    Peraltro un eventuale incentivo in tal senso verso la generazione distribuita non comporterebbe una “mancata decarbonizzazione” (rinuncia a produrre da parte di fonti FER) in quanto la stragrande maggioranza di tali impianti non riuscirebbero a offrire il servizio a prezzi competitivi rispetto agli impianti alimentati da combustibili fossili (es. impianti cogenerativi), visto che la loro risorsa primaria è gratuita e spesso sono incentivati.

    In ragione di ciò gli impianti che potrebbero offrire la modulazione a scendere a prezzi competitivi (essendo quindi chiamati a erogare il servizio) sarebbero quelli alimentati da fonti fossili (tipicamente cogeneratori a gas naturale).

    Gli altri impianti non programmabili potrebbero comunque rappresentare una soluzione di “back-up” per il servizio “a scendere” a costi più elevati.

    In ogni caso, per gli impianti incentivati sarebbe importante prevedere la possibilità di recuperare la quota di incentivo perduto a fine periodo.

    Per quanto concerne l’eventuale revisione dei criteri di remunerazione dei servizi di modulazione “a salire”, è da accogliere con interesse lo spunto proposto dall’RSE di incrementare la quota fissa a fronte dell’obbligo di offrire il servizio a prezzi bassi (valori da definire – Euro/MWh) onde incrementare la reale partecipazione al sistema da parte delle UVAM.

    1. Definizione e controllo da parte di Terna di stringenti requisiti tecnologici

    Al fine di rendere la sperimentazione la più utile ed efficace possibile, è auspicabile che Terna eserciti un controllo puntuale sull’organizzazione della rispettiva piattaforma tecnologica da parte dei vari Aggregatori (BSP).

    In generale, è bene che il sistema UVAM sia inteso da tutti come una reale piattaforma di lavoro o, al limite, come un’utile palestra tecnologica. Non certamente come un’occasione per percepire contributi fissi a fronte di servizi erogati privi di significato.

    In tal senso, vale quanto richiamato al punto precedente: stimolare con quote fisse più alte ma obbligare a una partecipazione reale ed effettiva (e quindi alla fin fine utile e conveniente per il sistema).

     

    1. Eliminazione dei vincoli sulle modalità di erogazione dei servizi di modulazione “a salire”

    Il vincolo sulla quota massima (50% della potenza nominale) ammessa all’interno delle UVAM da parte di capacità FER non programmabile per il servizio a salire sarebbe da abolire, dovendo valere il principio che debba essere il sistema stesso, con le relative eventuali penalizzazioni economiche, a punire una gestione inefficace da parte dei BSP e degli impianti aggregati nelle UVAM.

    Anzi, tale previsione potrebbe fungere da stimolo a rendere più “programmabili” gli impianti mediante l’installazione di opportuni sistemi di accumulo.

    Tale considerazione si ri-collega nuovamente al concetto generale esposto al punto precedente.

    Il sistema UVAM deve essere reale ed effettivo. Se l’Aggregatore non performa adeguatamente a causa dell’incapacità di modulare delle unità da esso aggregate o a causa dell’inadeguatezza della propria piattaforma di gestione, è giusto che sia espulso e che non percepisca beneficio economico.

    Al tempo stesso, è giusto che il BSP percepisca un premio più ricco se mediante le unità aggregate è in grado di erogare un buon servizio.

     

    1. Superamento della segmentazione territoriale attualmente prevista

    Tale considerazione segue sempre il principio di correttezza ed efficacia del sistema richiamato sopra.

    Inoltre, l’idea di non segmentare troppo il mercato andrebbe anche nella direzione di non portare a un’eccessiva proliferazione di modelli di rete per le differenti applicazioni di mercato (zone per l’MGP, aree territoriali per le UVAM, nodi per gli sbilanciamenti etc.).

     

    1. Implementazione di meccanismi di erogazione dei servizi di regolazione della tensione di rete da parte di impianti FER (sia su reti AT che BT-MT)

    Si chiede di consultare quanto prima il regolamento relativo al progetto pilota per la regolazione di tensione per gli impianti FER collegati in AT, includendo anche la regolazione di tensione di quelli collegati in BT e MT.

    Da tempo la normativa sia di prodotto che di connessione prevede esplicitamente che i generatori statici e rotanti di qualunque taglia siano in grado di scambiare potenza reattiva con la rete.

    A questo punto, anche in ragione delle esigenze di regolazione di tensione più volte espresse da Terna, pare urgente e inevitabile avviare i progetti pilota al riguardo.

    Inoltre il coinvolgimento della generazione distribuita in questi progetti costituirebbe un’ottima occasione per avviare una collaborazione fattiva tra TSO e DSO, sempre ponendo stretta attenzione rispetto ai vincoli di unbundling all’interno dei gruppi integrati (operatori attivi sia nella distribuzione che nella produzione e/o vendita di energia).

     

    1. Eliminazione del vincolo autorizzativo da parte dell’utente del dispacciamento (BRP) verso l’aggregatore (BSP)

    Si chiede di eliminare quanto prima (al più tardi entro il 31.5.2019 per le aste che si svolgeranno nel mese di giugno 2019) l’obbligo per il BSP di ottenere l’assenso da parte del BRP per poter inserire nell’UVA le unità di produzione e di consumo che ricadono nel proprio contratto di dispacciamento, sostituendolo con l’obbligo per il BSP di informare il BRP della sua attività a valle dei test di abilitazione sul cliente finale.

    Si ritiene infatti che tale obbligo costituisca un ostacolo alla concorrenza, che pertanto deve essere superato, e di cui non si comprende, di base, la ragion d’essere: l’inserimento di un punto all’interno di un aggregato non costituisce alcun pregiudizio all’operatività del relativo BRP.

    Si sono verificati già dei casi concreti per cui dei BRP non in grado di operare come BSP hanno negato l’assenso per non perdere il Cliente, dando luogo a comportamenti scorretti e penalizzanti.

     

    1. Attenzione all’introduzione e all’implementazione del capacity-market

    E’ concreto il timore che la paventata partenza del capacity-market a stretto giro, quando ancora la reale partecipazione ai mercati ancillari da parte delle FER e della generazione distribuita è tutta da organizzare, consenta ai beneficiari dell’eventuale futuro capacity payment di monopolizzare tale mercato, rendendo concretamente impraticabile anche per il futuro la partecipazione di tutti gli altri soggetti (generazione, accumulo e consumo) ai servizi di rete.

    In tal senso si invita a valutare con attenzione tutte le possibili opzioni disponibili, sempre tenendo presente che in base alla Direttiva Europea il ricorso al capacity-market è comunque da ritenere la soluzione di ultima istanza, anche per evitare che esso si configuri come supporto agli impianti esistenti a discapito delle future installazioni.

     

    1. Avvio della sperimentazione sui sistemi di storage (progetto “UVAS”)

    Si condivide assolutamente l’orientamento espresso da Terna di avviare la sperimentazione sulle Unità Aggregate di sistemi di Storage (c.d. UVAS) e anzi si chiede di accelerare quanto più possibile (estate 2019?) l’avvio concreto del progetto.

    Giova sempre considerare che l’acquisizione di esperienze reali in tale ambito non servirà soltanto a favorire il processo di decarbonizzazione del ns. sistema energetico (sviluppo e diffusione della produzione FER), ma consentirà anche di sviluppare e rafforzare una filiera tecnologica-industriale innovativa, che potrebbe ancora conquistare spazio sui mercati globali (a differenza di altri settori, come la produzione di pannelli FV, ormai irrimediabilmente appannaggio dei grandi player asiatici).

     

    1. Massima chiarezza da parte di Terna sui servizi UVAM

    Come concetto generale, si evidenzia che in un contesto fortemente in evoluzione come quello in oggetto, è importante per tutti gli attori disporre di informazioni aggiornate e puntuali sulle tipologie di servizio che le UVAM (e in generale le risorse del dispacciamento) devono fornire e sullo stato di avanzamento dei vari progetti.

     

    1. Eventuale coinvolgimento degli impianti a biomassa in TO

    E’ da accogliere con interesse e favore lo spunto proposto dal GSE di coinvolgere anche gli impianti a biomassa (soprattutto i biogas con motore endotermico) oggi incentivati con la tariffa onnicomprensiva (TO) e di fatto totalmente “isolati” dal mercato elettrico.

    Tali impianti costituiscono un asset cospicuo e di valore, tipicamente generazione distribuita, che potrebbe contribuire attivamente all’erogazione di servizi di modulazione “a salire” e “a scendere”. D’altra parte in altri mercati importanti e più evoluti di quello italiano (come la Germania) l’erogazione dei servizi di regolazione da parte delle FER è svolta soprattutto da flotte di impianti simili.

    Ovviamente andrà evitato accuratamente di creare meccanismi di sovra-incentivazione verso impianti che già beneficiano (per tempi molto lunghi, normalmente 15 anni) di tariffe generose sulla propria produzione di energia. Ma ai fini della gestione dei servizi di dispacciamento, rinunciare agli oltre 1’000 impianti già operativi in Italia, sarebbe un peccato.

     

    Articolo a cura di Marco Pigni (Founding Partner Pila sas) per Orizzontenergia

    Tags
    Show More

    Lascia un commento

    Il tuo indirizzo email non sarà pubblicato. I campi obbligatori sono contrassegnati *

    Back to top button