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Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.
La regola tecnica di connessione e la qualità del servizio per gli utenti MT: gli utenti attivi
Il ruolo del gestore di rete Ing. Alfonso STURCHIO
Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.
2Roma, 5 maggio 2010
Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.
Strategia di Enel
Quattro priorità
Cuore in Italia, base in Europa, strategia globale
•Mantenere la leadership nel mercato italiano dell’energia
•Aumentare l’attenzione al cliente attraverso un piano di investimenti organico ed il raggiungimento di una leadership di costo
•Crescere la nostra presenza in Europa e nel mondo, con enfasi sullo sviluppo delle fonti rinnovabili, in maniera organica e tramite acquisizioni
•Continuare ad essere all’avanguardia nell’innovazione e nella ricerca, minimizzando l’impatto ambientale dell’attività di generazione e distribuzione di energia
3Roma, 5 maggio 2010
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94,3 GW di capacità installata 60 milioni di clienti 86.000 dipendenti
FRANCIA• 5% di Powernext; MoU per lo sviluppo EPR• Sviluppo eolico con Erelis • Enel France
SLOVACCHIA• 66% di Slovenské Elektrárne
(capacità installata 6.440 MW1)
RUSSIA• 49,5% di RusEnergoSbyt• 40% delle riserve di gas di
Yukos: produzione a regime 18 mmc l’anno
• 59,8% di OGK-5: capacità installata 8.700 MW)
ROMANIA• 51% delle discos Banat & Dobrogea• 1,4 mn di clienti, 53.000 km di reti• 67,5% di Electrica Muntenia Sud• 1,1 mn di clienti e 43.350 km di reti
BULGARIA• 73% di Maritza East III: capacità
installata 560 MW1
Europa
IBERIA• 92% di Endesa in JV con
Acciona: capacità installata 23.000 MW, 11 mn di clienti
• Viesgo: capacità installata 2.200 MW, più di 0,6 mn di clienti, 30,000 km di reti
• 50% di EUFER: capacità installata 230 MW1
AMERICA DEL NORD• Capacità installata 400
MW
AMERICA LATINA• Enel: capacità
installata 620 MW•Endesa: capacità
installata 15.000 MW•Endesa: 11,2 mn di
clienti
Americhe
GRECIA• Impianti eolici: 84 MW
installati, 43 MW in sviluppo
MAROCCO•Endesa: capacità installata 400 MW
Una multinazionale dell’energia
4Roma, 5 maggio 2010
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Asset di ReteAT
~19.000 km linee150/132 kV
2.000 Cabine Primarie AT/MT
MT~ 335.000 km linee
20/15 kV~ 400.000 cabine secondarie
MT/BT
BT~ 740.000 km linee
Clienti : 30 milioniEnergia distribuita: 86%
Struttura
Macro- Regionale
4 Macro Aree
11 Dipartimenti Territoriali Rete
11 Esercizi
111 Zone
~21,000 DipendentiDi cui:- 10,000 operai- 11,000 impiegati
Rete ElettricaAsset in Italia
5Roma, 5 maggio 2010
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128
10290
73
51 48
159
63
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Durata media cumulata interruzioni per cliente BT
-70%
155
155
120
58
50
60
0 50 100 150 200
ENEL
Ireland
Portugal
Spain
UK
FR
Interruzioni di responsabilità del Distributore e di Terzi
International Benchmarking CEER
Only LV
HV, MV, LV
HV, MV, LV
HV, MV, LV
HV, MV, LV
HV, MV, LV
Solo responsabilità del Distributore
Qualità del servizioRete Elettrica
142
102 103
7653 46
84
212
0
50
100
150
200
250
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
-78%
Lazio, Abruzzo e Molise
6Roma, 5 maggio 2010
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L’emanazione del Decreto Bersani, il 16 marzo 1999, ha dato l’avvio al L’emanazione del Decreto Bersani, il 16 marzo 1999, ha dato l’avvio al
PROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO ELETTRICOPROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO ELETTRICO
Le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica diventano attività oggetto di “LIBERO MERCATO”.“LIBERO MERCATO”.
I Clienti non domestici (ad oggi tutti i clienti!) possono scegliere da quale Venditore comprare l’energia elettrica.
I Venditori possono differenziare le condizioni delle loro proposte commerciali.
I Distributori, come Enel Distribuzione, che gestiscono la rete elettrica, continuano a svolgere le attività di Distribuzione e Trasporto sul territorio del quale hanno la concessione.
7Roma, 5 maggio 2010
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gli ATTORI DEL MERCATO ELETTRICOgli ATTORI DEL MERCATO ELETTRICO
DISTRIBUTORE: La società che svolge il servizio di Trasporto e trasformazione di energia elettrica sulle propria rete di distribuzione per la consegna ai clienti ed effettua l’attività tecnica della connessione e il servizio di misura.
VENDITA: È l’attività che consente alle società preposte (TRADER) di acquistare sul mercato energia elettrica per conto dei clienti finali e di proporla a questi ultimi in regime di concorrenza.
Evoluzione mercato elettrico
CLIENTE FINALE: È la persona fisica o giuridica che preleva l’energia elettrica per proprio uso finale. Essi si suddividono in 2 categorie:
1 Clienti finali non domestici
Clienti finali domestici2
KWh
8Roma, 5 maggio 2010
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Evoluzione mercato elettrico
DISTRIBUTOREDISTRIBUTORE
Il Distributore è responsabile dell’attività di Trasporto connessione e misura nel territorio di cui è concessionario. La concessione ha carattere di esclusiva.
Ci sono 165 Distributori in Italia di cui:
12 con più di 100.000 punti
38 con più di 5.000 e meno di 100.000 punti
125 con meno di 5.000 punti.
Il nome del Distributore concessionario su un certo territorio si può reperire all’indirizzo:
http://www.autorita.energia.it/operatori/operatori/el_operatori.htm
DEFINIZIONIDEFINIZIONI e ATTORI DEL MERCATO e ATTORI DEL MERCATO
9Roma, 5 maggio 2010
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Evoluzione mercato elettrico
VENDITAVENDITA
L’attività di vendita di energia elettrica è un’attività LIBERA, pertanto chiunque può operare nel mercato di Energia elettrica in qualità di Venditore (Trader).
Di seguito vi riportiamo solo alcuni degli 82 Venditori presenti sul Mercato.
L’elenco completo è disponibile al seguente indirizzo:
http://www.autorita.energia.it/operatori/operatori/el_operatori.htm
DEFINIZIONIDEFINIZIONI e ATTORI DEL MERCATO e ATTORI DEL MERCATO
10Roma, 5 maggio 2010
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Connessioni produttori BT alla rete di Enel Distribuzione - Italia
9800
33056
41472
2007 2008 2009
Trend n° richieste bt
Del. 89/07 AEEG Del. 99/08 AEEG
11Roma, 5 maggio 2010
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Connessioni produttori MT e AT alla rete di Enel Distribuzione - Italia
Sono considerate tutte le richieste Del. 281 con connessione su rete Enel.
190
2480
8359
10810
2006 2007 2008 2009
Trend n° richieste MT e AT
Del. 281/05 AEEG Del. 99/08 AEEG
12Roma, 5 maggio 2010
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> 150
50 - 150
25 - 50
0 - 25
Potenza nominale(Totale 2009 1.638 MVA)
Sono considerate tutte le connessioni su rete Enel ultimate nel 2009.
Impianti di generazione connessi nel 2009
Connessioni alla rete di Enel Distribuzione
MVATensione
N° Impianti Potenza [MVA]
2009 2009
VS 2008 2009 2009
VS 2008
AT 17 - 30% 650 -19%
MT 981 +131% 720 +70%
BT 34072 +49% 268 +74%
Totale 35.076 +590% 1.638 +86%
13Roma, 5 maggio 2010
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70% 67%79%
95%
Richiestepervenute
Preventivicomunicati
Preventiviaccettati
Lavori Enelcompletati
Connessi
Avanzamento per fase di tutte le richieste Delib. 89/07 e 99/08
(460 MVA)
90.600
richieste
Connessioni di impianti di produzioneIl processo di connessione BT
14Roma, 5 maggio 2010
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77%
62%
8%
19%
Richieste Preventivi inviati Preventiviaccettati
Fine iterautorizzativi
Connessi
Avanzamento per fase di tutte le richieste Delib. 281/05 e 99/08 con soluzione su rete Enel Distribuzione
(1.675 MVA)
21.800 richieste
Solo per il 30% dei prev. accettati
è stato ultimato l’iter autorizz.
Il processo di connessione MT/ATConnessioni di impianti di produzione
15Roma, 5 maggio 2010
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Connessioni produttori BT alla rete di Enel Distribuzione – Lazio, Abruzzo e Molise
804
2.480
3.205
2007 2008 2009
Trend n° richieste bt
Del. 89/07 AEEG Del. 99/08 AEEG
16Roma, 5 maggio 2010
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Connessioni produttori MT e AT alla rete di Enel Distribuzione – Lazio, Abruzzo e Molise
Sono considerate tutte le richieste Del. 281 con connessione su rete Enel de delibera 99/08.
865
275
741
2006 2007 2008 2009
Trend n° richieste MT e AT
Del. 281/05 AEEG Del. 99/08 AEEG
L.R. 22/09Molise
17Roma, 5 maggio 2010
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Lazio, Abruzzo e MoliseMappa delle richieste AT-MT in corso
Lazio 566
Molise 459
Abruzzo 402
Campobasso 387
Media DTR 110
Rieti 23
da gennaio 2009 al 30 aprile 2010
TOTALE 1.427
VITERBO (236)
TIVOLI (26)
TERAMO (134)
RIETI (23)
PESCARA (53)
LATINA (153)
L'AQUILA (75)
ISERNIA (72)FROSINONE (66)
CHIETI (140)
CAMPOBASSO (387)
ALBANO (34)
CIVITAVECCHIA (28)
18Roma, 5 maggio 2010
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Lazio, Abruzzo e MoliseMappa delle richieste BT in corso
Lazio3.02
1
Molise 302
Abruzzo1.58
0
L’Aquila * 547
Media DTR 370
Isernia 84
da gennaio 2009 al 30 aprile 2010
TOTALE 4.903
* di cui 160 del Progetto Case
CIVITAVECCHIA (378)
VITERBO (466)
TIVOLI (512)
TERAMO (422)
RIETI (173)
PESCARA (247)
LATINA (463)
L'AQUILA (547)
ISERNIA (84)FROSINONE (499)
CHIETI (364)
CAMPOBASSO (218)
ALBANO (530)
19Roma, 5 maggio 2010
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Richieste connessioni alla rete elettrica in Lazio, Abruzzo e Molise
La diffusione della tecnologia fotovoltaica ha conosciuto un’accelerazione
significativa nell’ultimo biennio.
Connessioni realizzate in Lazio, Abruzzo e Molise:
633 nel 20071992 nel 2008 2418 nel 2009
Connessioni attivate per tipologia fonte anno 2009
2037
381
FOTOVOLTAICO ALTRE FONTI
BT 98 %
MT 2 %
20Roma, 5 maggio 2010
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Connessione in BT fino a 100 kW.
Per P> 100 kW e fino a 200 kW se possibile BT, altrimenti MT
Le richieste di connessione vanno inviate a:ENEL DISTRIBUZIONE S.p.A."CONNESSIONE IMPIANTI DI PRODUZIONE" Zona di ………. - Casella Postale 240 , Pomezia, Via Spoleto sn, 00040 Pomezia RM.
Seguendo le istruzioni riportate sul nostro sito internet
Richiesta connessione per impianti
potenza <=200 kW
Richiesta connessione per impianti
potenza >200 kW
Connessione in Media Tensione
Le richieste di connessione vanno inviate a: ENEL DISTRIBUZIONE S.p.A. Lazio Abruzzo e Molise Vettoriamento e Misura Via della Bufalotta, 255 00139 ROMA
Seguendo le istruzioni riportate sul nostro sito internet
Sul sito www.enel.it/distribuzione/enel_distribuzione/produttori sono riportati i principali riferimenti normativi e tutte le istruzioni necessarie alla presentazione delle richieste di connessione
RICHIESTA DI CONNESSIONE
Richieste connessioni alla rete elettricadel. AEEG ARG/elt n. 99/08 (TICA)
INDIRIZZO INTERNET
http://www.enel.it/distribuzione/enel_distribuzione/produttori
RIFERIMENTO Unità Vettoriamento e Misura
tel. 055 5233441 fax 055 5232083
21Roma, 5 maggio 2010
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Attivazione connessione
TICA Testo integrato delle Connessioni AttiveSequenza delle attività per la connessione alle reti BT ed MT
Attività e responsabilità
Richiesta di connessione
Preventivo di connessione
Accettazione preventivo
Realizzazione opere strettamente
necessarie alla connessione
Comunicazione fine opere strettamente
necessarie alla connessione
Realizzazione della
connessione
Comunicazione fine lavori di realizzazione dell’impianto
Responsabilità
Soggetto Richiedente la connessione
Soggetto Responsabile del servizio di connessione
In base alla scelta fatta in fase di accettazione preventivo
Pagamento 30% corrispettivo di connessione
Pagamento 30% corrispettivo di connessione
Pagamento 70% corrispettivo di connessione
Pagamento 70% corrispettivo di connessione
Pagamento corrispettivo di
ottenimento preventivo
Pagamento corrispettivo di
ottenimento preventivo
Autorizzazione per elettrodotto per
connessione
Il Produttore in fase di accettazione ha la facoltà di scegliere l’esecuzione
in proprio
22Roma, 5 maggio 2010
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TICA Richiesta di Connessione – cosa serve
• Potenza di immissione kW e nominale dell’impianto
• Potenza necessaria per prelievo servizi ausiliari (nel caso di cessione totale).
• In caso di impianti già esistenti il valore dell’aumento di potenza e i dati identificativi del punto di connessione esistente unitamente alla potenza già disponibile in immissione e alla potenza già disponibile.
• Data inizio e fine lavori dell’impianto di produzione.
• Schema elettrico unifilare
• Documenti progettuali secondo la normativa CEI 0-2 vistati da un professionista
• Eventuali esigenze tecniche dell’utente per la connessione.
• Documento, mediante dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà,attestante la disponibilità del sito oggetto dell’installazione degli impianti per la produzione di Energia Elettrica. Tale documento deve attestare almeno i presupposti di tale disponibilità o di eventuali diritti di utilizzo.
• Eventuale compilazione di avvalersi dell’art. 3.4 (punto di rete esistente nel quale connettersi)
• Documentazione in caso di impianti di cogenerazione (dl 42/02) o contrali ibride(art. 8 comma 6 387/03).
• Copia del pagamento del corrispettivo per l’ottenimento del preventivo.
Richiesta di connessione
23Roma, 5 maggio 2010
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Tariffe per la Domanda di Connessione (richiesta preventivo)
Corrispettivi per l’ottenimento del preventivo (art. 5)
Potenza Corrispettivo (IVA esclusa)
P ≤ 50 kW 100 Euro
50 < P ≤ 100 kW 200 Euro
100 < P ≤ 500 kW 500 Euro
500 < P ≤ 1 MW 1.500 Euro
P > 1 MW 2.500 Euro
Rispetto al passato:
è diminuita la spesa per:
•impianti oltre i 50 kW fino ad 1 MW
è aumentata la spesa per:
•impianti fino a 50kW
•impianti oltre 1 MW
Richiesta di connessione
24Roma, 5 maggio 2010
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Preventivo di connessione rete BT e MT – tempi e altre caratteristiche
Tempo di messa a disposizione del preventivo di connessione (art. 6.1)
Potenza Tempo massimo
P ≤ 100 kW 20 giorni lavorativi
P ≤ 1 MW 45 giorni lavorativi
P > 1 MW 60 giorni lavorativi
Altre Caratteristiche
Validità del preventivo: 45 giorni lavorativi
Versamento corrispettivo per la connessione diviso in 2 step:
30% all’accettazione del preventivo;
70% prima della richiesta di realizzazione fisica della connessione
(contestualmente all’invio della comunicazione di completamento delle opere, a carico
del richiedente, strettamente necessarie alla realizzazione fisica della connessione, Art.
6.9-a).
Preventivo di connessione
25Roma, 5 maggio 2010
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TICA
Preventivo di connessione rete BT e MT – condizioni economiche fonti rinnovabili (Art. 10)
Il corrispettivo per la connessione, espresso in euro, è il minor valore tra:
A = CPA·P+CMA·P·DA+100
B = CPB·P+CMB·P·DB+6000
dove:
CPA = 35 €/kW
CMA = 90 €/(kW⋅km)
CPB = 4 €/kW
CMB = 7,5 €/ (kW⋅km)
P = potenza ai fini della connessione di cui al comma 1.1, lettera z, espressa in kW
DA = distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina cabina di trasformazione
media/bassa tensione dell’impresa distributrice in servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in
km
DB = distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina stazione di trasformazione
alta/media tensione dell’impresa distributrice in servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in km
Differenza tra la potenza in immissione richiesta e la potenza già
disponibile per la connessione
• Nel caso di linea in cavo i valori CM vanno moltiplicati per 2 (art. 10.2)
• Nei casi di richieste di connessione di impianti di produzione di energia elettrica che non siano raggiungibili con strada percorribile da automezzi o che siano separati dagli impianti di distribuzione esistenti da tratti di mare, di lago o laguna, i corrispettivi CM, CP sono moltiplicati per 3. (art. 10.3)
Preventivo di connessione
26Roma, 5 maggio 2010
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TICA Iter autorizzativo (Art. 8)
• Per la richiesta di autorizzazioni per la connessione il gestore di rete è tenuto a fornire senza alcun onere aggiunto tutte le informazioni necessarie al fine di predisporre la documentazione da presentare nell’ ambito del procedimento unico entro 30 giorni dall’accettazione preventivo.
• Il cliente può avvalersi del gestore di rete per la predisposizione della documentazione pagando un corrispettivo.
• Il gestore di rete in caso di richiesta da parte del cliente per seguire l’iter autorizzativo deve dar comunicazione all’interessato di invio delle richieste e con scadenza bimestrale lo stato dell’avanzamento dell’iter.
In seguito all’ottenimento delle autorizzazioni, qualora necessario, il gestore di rete è tenuto a trasmettere al richiedente il preventivo aggiornato. Tale invio deve avvenire entro 30 (trenta) giorni lavorativi dalla data di ottenimento delle autorizzazioni.
Tensione
Tempo massimo presentazione richieste di
autorizzazione(giorni lavorativi)
BT 30
MT 60
Aggiornamenti bimestrale
Autorizzazione per elettrodotto per
connessione
27Roma, 5 maggio 2010
Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.TICA
Tempi di realizzazione della connessione e attivazione rete BT e MT
Tempo di realizzazione della connessione (Art. 7)
Tipo di lavoriTempo massimo (giorni
lavorativi)
Semplici 30
Complessi 90
Complessi con linea MT > di 1 km da realizzare
90 + 15 · (km linea oltre il primo)
Tempo di attivazione della connessione
L’impresa distributrice ha tempo 10 giorni lavorativi dal ricevimento della comunicazione di
ultimazione dei lavori di realizzazione dell’impianto da parte del richiedente e dal termine dei
lavori per la connessione secondo i tempi stabiliti.
DefinizioniLavori semplici sono la realizzazione, modifica o sostituzione a regola d’arte dell’impianto del gestore di rete eseguita con un intervento
limitato alla presa ed eventualmente al gruppo di misura;Lavori complessi sono la realizzazione, modifica o sostituzione a regola d’arte dell’impianto del gestore di rete in tutti i casi non
compresi nella definizione di lavori semplici.
Realizzazione della connessione
28Roma, 5 maggio 2010
Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA. Problematiche maggiormente riscontrate
Domanda incompleta
Rivisitazione soluzione tecnica per richiesta cavo interrato in corso d’opera
Ottenimento autorizzazioni
Individuazione punto di connessione su linea MT in base alla potenza immessa
Necessità interventi su reti esistenti (cambio trasformatore in CP, rifacimento linee, ampliamento quadro, ....)
Lavori in proprio: specifiche tecniche lavori da eseguire, collaudo in campo, atto di cessione
29Roma, 5 maggio 2010
Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.Il progetto Ambiente e Innovazione
Un mondo dove tutti abbiano l’energia necessaria
nel rispetto dell’ambiente
Sviluppo delle fonti rinnovabili, ricerca,
innovazione, efficienza e il risparmio energetico
4 miliardi di Euro nel periodo di piano 2007-2011
La visione
Il progetto
Gli investimenti
30Roma, 5 maggio 2010
Questo documento contiene informazioni di proprietà di Enel SpA e deve essere utilizzato esclusivamente dal destinatario in relazione alle finalità per le quali è stato ricevuto. E' vietata qualsiasi forma di riproduzione o di divulgazione senza l'esplicito consenso di Enel SpA.Progetti sulla rete elettrica
• Realizzazione di impianti fotovoltaici all’interno delle Cabine Primarie per
l’alimentazione dei servizi ausiliari per una potenza complessiva installata di
circa 24 MW di picco;
• 27.000 MWh all’anno di energia elettrica prodotta da fonte rinnovabile
• Oltre 18.000 tonnellate di emissioni di CO2 evitate all’anno
Energia dal sole nelle Cabine Primarie
31Roma, 5 maggio 2010
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Ruolo strategico della rete come fattore abilitante del nuovo scenario
Obiettivi Copenhagen, EU 20-20-20 e Terzo Pacchetto Energia
Andamento della domanda elettrica Efficienza energetica
Incremento di produzione da fonti rinnovabili
Liberalizzazione del mercato
Rinnovo delle infrastrutture elettriche
Qualità e sicurezza del servizio elettrico
Efficienza energetica
Abilitare nuove tecnologie (ad es. Mobilità elettrica)
Formazione nuove professionalità
Gestione dei flussi di energia e integrazione delle fonti rinnovabili
Abilitare la partecipazione attiva dei clienti
Infrastruttura elettrica flessibile agli scenari futuri
Obiettivi e driver strategici
Driver per i distributoriDriver per i distributoriDriver EsterniDriver Esterni
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32Roma, 5 maggio 2010
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La rete Enel è la più estesa Smart Grid mondiale in esercizio
Telegestore
32 Mln di contatori
Tecnologia leader
Eccellenza operativa
Business Intelligence
Automazione di rete
Rete MT telecontrollata e automatizzata
100.000 cabine telecontrollate
Ricerca guasti automatica
Rialimentazione automatica
Work Force Management
Paperless operations
Cartografia di rete on line
Processi automatizzati
5.300 auto equipaggiate
Risk based Asset Management
Cartografia completa degli asset di rete georeferenziata
10 anni database storico eventi di rete (segnalazione guasti, interruzioni, condizioni meteo etc.)
Smart GridsEsperienza Enel
33Roma, 5 maggio 2010
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Smart GridsModello di rete attiva
Livello 3: Smart Integration
Livello 4: Smart Energy Management
Livello 5: Smart CustomersCustomers
DistributionNetwork
TransmissionNetwork
Electricity generation
Funzionalità1. Sviluppo Domanda Attiva2. Efficienza Energetica ed
integrazione con Energy Positive Buildings
3. Infrastruttura di misura4. Smart metering data processing
5. Integrazione generazione distribuita di piccola taglia
6. Integrazione generazione distribuita di media taglia
7. Sistemi di Energy storage 8. Infrastruttura per mobilità elettrica
9. Monitoraggio e controllo rete BT10. Automazione e controllo rete MT11. Metodi e sistemi a supporto12. Sistemi di comunicazione a banda
larga
Level 2: Smart Distribution network and processes
Level 1: Smart Pan-European Transmission network
Level 0: New generation technologies
34Roma, 5 maggio 2010
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Smart GridsLa visione e i benefici
Generazione distribuita da fonti rinnovabili
Apparecchiature e componentistica
intelligente
Intelligenza distribuita
Mobilità elettrica
Informazioni in tempo reale ai clienti
Gestione dei flussi energetici bidirezionali
Tecnologie di accumulo energia e
funzionalità Plug and Play
Illuminazione Pubblica LED
35Roma, 5 maggio 2010
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Italy• Enel Distribuzione• Enel Produzione• Alcatel Italia• Università di Cassino• Università di Siena
France• EDF-SA• Landis and Gyr
Spain• Iberdrola• Universidad Pontificia
Comillas• Ericsson Esp.• Labein• ZIV
Switzerland• ABB• Current Technologies
International
United Kingdom• University of Manchester• EDF En• RLtec
Finland• VTT
The Nederland• KEMA• Philips
Sweden• Vattenfall
Germany• Consentec
Rumania• Enel Electrica
Dobrogea
Belgium• VITO• Electrolux
• Universities and research : 10• DSOs and TSOs: 4• Energy suppliers: 2• Manufacturers: 6• Communication and ICT providers: 3
Progetto Smart Grids FP7: “ADDRESS”
Trasformare la rete di distribuzione da sistema passivo a sistema attivo:
• favorendo la diffusione della generazione distribuita
• incrementando l’efficienza globale della rete
• fornendo strumenti per l’ottimizzazione dei consumi ai clienti
Budget
Project CoordinatorENEL Distribuzione
18,6 M€ di cui 9 M€ finanziabili
Partners EUcoinvolti
25
36Roma, 5 maggio 2010
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Roadmap Enel20-20-2020-20-20
2010 2020
Livello di implementazione Smart Grids
ENEL DEPLOYMENT• Telegestore• Automazione rete• Work Force Mngm• Asset Management
ENEL DEPLOYMENT• Telegestore• Automazione rete• Work Force Mngm• Asset Management
EUROPEAN ELECTRICITYGRID INITIATIVE
EUROPEAN ELECTRICITYGRID INITIATIVE
2000
EU Frame Program7• ADDRESS• Grid4VehiclesENEL PROJECTS• Smart Info, Domanda attiva, • Banda larga , E- Mobility
EU Frame Program7• ADDRESS• Grid4VehiclesENEL PROJECTS• Smart Info, Domanda attiva, • Banda larga , E- Mobility
SMART GRIDSFULL ROLL-OUT
SMART GRIDSFULL ROLL-OUT
Renewable energy, DG, electric vehicles, electricity storage and aggregation
Management of end-use energy efficiency, aggregation, retail
Customers become aware and participate actively Customers
DistributionNetwork
Level 2: Smart Distribution network and processes
Level 3: Smart Integration
Level 4: Smart Energy Management
SM
AR
T G
RID
SFu
ncti
on
al
levels
Level 1: Smart Pan-European Transmission networkTransmission
Network
Level 0: New generation technologies
Electricity generation
Level 5: Smart Customers
More automated medium voltage distribution networks with self healing capabilities. Monitored and controlled low voltage networks. IT supported monitoring process
Frame-Program 7: Pilots• Reti attive• Infrastruttura veicoli elettrici ed ibridi
Frame-Program 7: Pilots• Reti attive• Infrastruttura veicoli elettrici ed ibridi
2009//
20152012
37Roma, 5 maggio 2010
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Tecnologie innovative e standardizzabili
Soluzione pronta a supportare le funzionalità Smart Grids di gestione del carico e accumulo energia
Soluzione innovativa ed efficace con nuove funzionalità di gestione ricarica, fatturazione e servizi avanzati
Sviluppo di una infrastruttura di ricarica che superi le barriere tecnico-economiche, abilitando la diffusione su larga scala della mobilità elettrica
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Smart GridE-mobility infrastructure description
38Roma, 5 maggio 2010
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Grazie dell’attenzione