16.05.2017 Le società energetiche nella transizione digitale · 2017-05-26 · Sistemi di distribuzione chiusi • Reti elettriche private, che distribuiscono energia all ... (e.g

Le società energetiche nella transizione digitale

La vista di un operatore internazionale

Leonardo SantiE.ON Connecting Energies Italia

Responsabile Affari Regolatori

16.05.2017

Agenda

1. La transizione energeticaEnergia decentralizzata, sostenibile, digitale

2. La nuova E.ONDigital company e customer centricity

3. L’esperienza internazionaleGenerazione distribuita, storage, flessibilità

4. Elementi di contesto regolatorioConsapevolezza dei consumi: smart metering di seconda generazioneGenerazione distribuita: sistemi semplici di produzione e consumoL’evoluzione del mercato elettrico: riforma del dispacciamento

Chi siamo

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E.ON è tra i più grandi operatori energetici al mondo a capitale privato

Dipendenti in Europa, Russia e Nord America > 56.000

I nostri clienti nel mondo > 33 mln

I nostri clienti in Italia > 700.000

Vogliamo diventare partner di fiducia e di lungo periodo nella fornitura di soluzioni energetiche innovative ed efficienti per i nostri clienti.

Agenda





La transizione energeticaDecentralizzazione, decarbonizzazione, digitalizzazione

Generazione centralizzata

Fonti fossili

Reti monodirezionali

Clienti passivi

Pianificazione esercizio reti

Mobilità tradizionale

Misurazioni statiche

Decentralizzazione

Penetrazione rinnovabili

Reti bidirezionali

Prosumer

Esigenza di flessibilità

E-mobility

Smart metering

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Digitalizzazione

Agenda





La nuova E.ONDigital company e customer centricity

Il nostro core businesses riflette i trend energetici:

• la trasformazione delle reti elettriche di ieri negli smart energy networks del futuro

• l’esigenza crescente dei clienti di avere soluzioni energetiche innovative

• la crescita delle rinnovabili a livello globale

La nuova E.ON fornisce soluzioni nel nuovo contesto energetico. Tutto ciò che facciamo ha un unico focus: i nostri clienti – individui e famiglie, piccoli e grandi business, città.



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Check up energetico Aiutiamo ad eliminare gli sprechi semplicemente mostrando che con qualche piccolo accorgimento si può risparmiare energia ogni giorno

Agenda





Generazione distribuita

Le tecnologie di generazione on-site• Fornitura di calore, vapore,

elettricità, freddo e aria compressa:

– Cogenerazione (CHP); Trigenerazione(CHCP)

– Turbine a gas– Caldaie, chiller, celle a

combustibile– Fotovoltaico e pompe di calore

• Progettazione, realizzazione, finanziamento

• O&M da remoto

Company presentation

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> 690 MW di capacità installata

Energy Storage

Flessibilità• Ridurre i picchi di potenza

impegnata e degli oneri di rete• Risparmi in bolletta per i clienti• Evitare la necessità di sistemi di

generazione di back-up• Monetizzare la flessibilità sui

mercati


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Your energy storage: efficiently integrated,

economically marketed.

Energy Storage

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Flexibility & Renewables Marketing

Ottimizzazione e monetizzazionedella flessibilità• Identificare, aggregare, negoziare

la flessibilità associata a:– Turbines a gas – Generazione on-site– Unità di consumo– Sistemi di energy storage– Rinnovabili


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> 330 MW di flessibilità~ 3.4 GW rinnovabili

We know how to make your assets flexible and accessible

We have the technologyto manage your flexibility

We understand the markets

• On site generatione.g. CHP, diesel generators,wind, PV

• Controllable loadsindustrial processes, HVAC,pumps

• Energy storagecompressed gas, batteries

• Flexibility sourcescontrolled by a centralcontrol system

• Aggregated operationis optimized to accessvalue pools

• Selling energy and/or capacityin wholesale energy markets

• Providing reserve and balancing services to TSOs/DSOs/Retailers/Generators

• Helping TSOs/DSOsto avoid or delay infrastructure investment

Control & aggregation IT

Flexibility & Renewables Marketing

Accessible value poolsFlexibility & Renewable sources

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Agenda




4. Elementi di contesto regolatorioConsapevolezza dei consumi: smart metering di seconda generazioneGenerazione distribuita: reti private e sistemi semplici di produzione e consumoL’evoluzione del mercato elettrico: riforma del dispacciamento

Consapevolezza dei consumiSmart metering di seconda generazione

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• Smart metering di prima generazione 2007-2011 (Delibera AEEGSI 292/06): telelettura, telegestione (attivazione/disattivazione), riduzione di potenza in caso di morosità)

• Smart metering di seconda generazione, previsti dalla normativa di riferimento per l’efficienza energetica (D.Lgs 102/14): «informazioni sul tempo effettivo di utilizzo…», «energia elettrica immessa nella rete…», «messa a disposizione dei dati al cliente…», «funzionalità per la domanda attiva…»

• Nuovo quadro regolatorio (Delibera 646/2016): Imprese distributrici (>100.000 punti) presentano un proprio «Piano 2G» di 15 anni, con una previsione di volumi di misuratori, relative spese e le performance attese

• Piano di rollout e-distribuzione approvato all’AEEGSI (Delibera 222/17) per il quindicennio 2017-2031, con avvio al 1/01/2017.

Consapevolezza dei consumiSmart metering di seconda generazione

Grafico: AEEGSI, 201718

Chain 1Miglioramento performance attività commerciali e fatturazione (definizione offerte, switching)

Chain 2In chiave prospettica, diffusione di sistemi di domotica, attivazione di contratti di demand side response (distacco dei carichi in tempi brevi, possibilità per i clienti di offrire risorse di bilanciamento

Generazione distribuitaSistemi semplici di produzione e consumo

• Sistemi elettrici connessi alla rete pubblica, all’interno dei quali il trasporto di energia non si configura come trasmissione/distribuzione, ma come attività di autoapprovvigionamento energetico

• Consentono produzione e consumo efficiente di energia nel medesimo sito

• Requisiti legati all’unicità del produttore, del consumatore, alla disponibilità e alle caratteristiche geografiche del sito

• Classificati in sottocategorie sulla base della (i) configurazione del sistema (ii) data in cui sono stati autorizzati gli impianti (iii) assetto societario

• Dal 1/01/2014 (entrata in vigore del TISSPC), le nuove configurazioni connettibili sono SEU e ASAP

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Generazione distribuitaSistemi di distribuzione chiusi

• Reti elettriche private, che distribuiscono energia all’interno di un sito industriale, commerciale o di servizi condivisi, geograficamente limitato

• In genere hanno più clienti finali

• I gestori dei SDC sono equiparati alle imprese distributrici: hanno l’obbligo di connettere i soggetti localizzati nel sito su cui insiste il SDC e l’obbligo di garantire il libero accesso al sistema elettrico

• Suddivisi in Reti Interne di Utenza (RIU) e Altri SDC (ASDC). In base alla normativa vigente non è possibile realizzare nuovi SDC e sono riconosciute solamente le reti private esistenti alla data di entrata in vigore della Legge 99/09

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Generazione distribuitaBenefici tariffari per SDC e SSPC

• Le RIU e alcune sottocategorie di SSPC (SEU e sistemi equivalenti), a partire dal 1/01/2015 godono di agevolazioni tariffarie legate al pagamento degli oneri generali di sistema

• In particolare era prevista una parziale esenzione dal pagamento degli oneri generali di sistema sull’energia consumata (art. 24, commi 2 e 3 del DL 91/14 e art. 10, comma 2 del D.Lgs 115/08)

• A far data dal 1/07/2017 gli oneri generali di sistema si applicano alla sola energia prelevata da reti pubbliche ( DL 244/2016 convertito dalla Legge 19/17 «Milleproroghe»)

• E’ in corso una riforma della struttura degli oneri generali di sistema per il clienti non domestici, che prefigura un aumento delle componenti fisse, rispetto a quelle variabili degli oneri generali di sistema per i clienti non domestici (DcoAEEGSI 255/2016)

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L’evoluzione del mercato elettricoRiforma del dispacciamento

• Regole attuali di abilitazione: impianto di produzione rilevante (≥ 10 MVA), escluse le fonti non programmabili e le unità di consumo

• L’AEEGSI ha avviato la prima fase del processo di riforma del dispacciamento (DCo298/16), con l’intento di fissare regole di mercato temporanee in attesa delladefinizione del quadro regolatorio europeo

• Il disegno in consultazione prevedeva

– Una più ampia partecipazione al mercato (rinnovabili non programmabili, unità di produzione non rilevanti, unità di consumo)

– Possibilità di partecipazione su base aggregata, nel rispetto di criteri di localizzazione (“Unità Virtuali abilitate, UVA “) e di precise regole di aggregazione

– Un’unica controparte verso Terna: utente del dispacciamento

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L’evoluzione del mercato elettricoRiforma del dispacciamento

In attesa del nuovo testo integrato (TIDE), AEEGSI ha lanciato una prima fase di progetti pilota (Delibera 300/2017):

• Partecipazione dei consumatori e delle unità non abilitate (compreso lo storage) e utilizzo degli accumuli in abbinamento con le unità rilevanti abilitate al fine di ottimizzare la fornitura di risorse di dispacciamento

• Previste varie forme di aggregazione secondo perimetri geografici unità virtuali abilitate di produzione (UVAP), di consumo (UVAC), miste (UVAM), nodali (UVAN)

• Remunerazione dei servizi ancillari attualmente non remunerati esplicitamente (e.g. la regolazione di tensione), esclusi i servizi di riserva primaria, secondaria e terziaria, risoluzione delle congestioni e bilanciamento

• Individuati da Terna previa consultazione (il TSO propone a AEEGSI un pilota per la partecipazione della domanda entro il 30/06/17, e un pilota per la produzione non abilitata entro il 31/07)

Il 5/05 Terna ha messo in consultazione un documento riservato alle UVAC23

Thank you!

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