La grande diffusione di risorse di generazione rinnovabile non programmabile porta con sé una serie di criticità, come la necessità di reperire risorse per risolvere in tempo reale congestioni e sbilanciamenti di sistema. D’altro canto si hanno nuove opportunità legate al contributo alla fornitura di servizi di sistema da parte diuna pluralità di soggetti e di risorse distribuite (generazione e carico) connessi alle reti di distribuzione. La fornitura di servizi da parte di soggetti connessi alla distribuzione richiede però un’interazione tra i gestori della trasmissione (TSO) e della distribuzione (DSO), che dev’essere concepita in modo efficiente. In questo contesto Ricerca sul Sistema Energetico (RSE) ha svolto nel corso degli ultimi anni numerosi progetti di ricerca, sia in ambito nazionale, sia nel contesto europeo. SmartNet è il progetto, avviato nel 2016 e coordinato da RSE, che raggruppa 22 partner di 9 nazioni all’interno del programma europeo Horizon2020. L’attività di ricerca si concentra sulle modalità di interazione tra TSO e DSO per l’acquisizione di servizi ancillari da parte di risorse distribuite (DER) tipiche di questo nuovo scenario. I servizi sui quali il progetto si dedica sono, in particolare, il bilanciamento e la risoluzione delle congestioni. Per questi SmartNet analizza i diversi schemi di coordinamento (CS) tra TSO e DSO con un confronto tecnico-economico e di efficienza.

Fra i possibili schemi di interazione sono stati analizzati:

• Schema centralizzato (CSA) nel quale il TSO acquisisce servizi direttamente dalle DER. Non sono considerati vincoli derivanti dalle limitazioni di transito sulle reti di distribuzion,e ma gestiti autonomamente dal DSO tramite pre-qualificazione delle risorse.
• Mercato locale (CSB) in cui il DSO gestisce in locale le congestioni sulla rete di distribuzione. Le risorse non utilizzate nel mercato locale sono trasferite al mercato gestito dal TSO.
• Modello a responsabilità di bilanciamento condivise (CSC) dove il TSO trasferisce al DSO la responsabilità di bilanciamento per la rete di distribuzione.
• Mercato comune TSO-DSO (CSD): TSO e DSO gestiscono insieme un mercato comune sull’intero sistema (gestione del bilanciamento e delle congestioni su tutti i livelli di tensione)

Il confronto degli schemi è stato eseguito utilizzando una piattaforma di simulazione che modellizza reti di trasmissione e distribuzione, il mercato dei servizi e ogni singola risorsa energetica coinvolta (generatori, carichi e dispositivi di accumulo). La selezione avviene con un’analisi costi-benefici basata sul costo totale di reperimento delle risorse per ciascuno schema di coordinamento, che somma il costo per il reperimento delle risorse mFRR (regolazione terziaria di frequenza), il costo per il reperimento delle risorse aFRR (regolazione secondaria di frequenza), i costi implementativi di misure eccezionali quali distacchi di carico (UM – UnwantedMeasures),  i costi di Information Technology (IT) per l’implementazione dell’infrastruttura di calcolo necessaria per la gestione dei flussi informativi dei diversi schemi di coordinamento.

Sono stati analizzati scenari con target 2030, per Italia, Danimarca e Spagna, realtà che presentano condizioni molto diverse per quanto riguarda la generazione, il carico e la struttura di rete e, quindi, rappresentative di diverse realtà europee.

Al termine dello studio sono emerse diverse considerazioni. Lo schema CSA, ovverosia l’estensione dello status quo con un ridotto ruolo del distributore, si dimostra meno efficiente dello schema CSD che ingloba i vincoli delle reti di distribuzione qualora le congestioni in distribuzione giochino un ruolo importante. In alcuni casi, si verifica addirittura che il CSD risulti meno efficiente, in quanto l’effetto degli errori di predizione sulle risorse rinnovabili potrebbe portare quest’ultimo a prendere decisioni sulla base di congestioni previste ma che poi non si materializzano. La pianificazione della rete di distribuzione era, ed è tuttora, influenzata da politiche di rinforzo fit-and-forget con un sovradimensionamento sistematico delle reti di distribuzione. La partecipazione attiva delle risorse della distribuizuione ai servizi di sistema comporterebbe ulteriori costi d'implementazione di sistemi per abilitare osservabilità e controllo delle reti di distribuzione, costi che potrebbero risultare addirittura superiori ai vantaggi conseguibili, qualora la politica di fit-and-forget non venisse abbandonata a favore di una più prudente che non elimina tutte le congestioni ma ne permette la gestione in tempo reale. Questo potrebbe ingenerare resistenze da parte dei DSO a considerare la flessibilità ed i servizi fornibili dalle risorse distribuite come un valore. Al fine di evitare ciò, i regolatori dovrebbero rimpiazzare politiche di remunerazione degli investimenti basate sul CAPEX con politiche che considerino il cosiddetto TOTEX (cioè anche i costi operativi).

Gli schemi che implementano un mercato locale in distribuzione (CSB e CSC) si mostrano di solito più inefficienti, cioè più costosi, rispetto agli schemi centralizzati. La causa sono fattori intrinseci – come aver diviso un processo di ottimizzazione fra due mercati successivi in cascata – o i problemi locali sulle reti di distribuzione (scarsità di offerte, problema di liquidità, effetto di esercizio di potere di mercato locale).

L’implementazione pratica di mercati locali (CSB e CSC) si scontrerebbe con l’attuale frammentazione dei DSO a livello delle singole nazioni. Quelli di dimensioni maggiori potrebbero garantire lo svolgimento di mercati liquidi e il corretto livello di competenze tecniche per gestire tali mercati. I piccoli DSO dovrebbero consorziarsi tra loro per raggiungere dimensioni credibili per una gestione di un mercato locale.

Sulla base delle valutazioni svolte da SmartNet, i costi di implementazione della struttura ICT necessaria differiscono al massimo del 5-10% tra i diversi schemi di coordinamento. Tale differenza di costo non è quasi mai rilevante al fine di discernere quale schema di coordinamento sia più efficiente.

Il progetto SmartNet ha anche implementato tre casi pilota (in Italia, Danimarca e Spagna) atti ad analizzare in pratica la fattibilità tecnica di tre schemi di coordinamento TSO-DSO: per il modello italiano con una variante “intelligente” del CSA e il coinvolgimento nella fornitura di servizi di alcune centrali idroelettriche connesse alla trasmissione e alla distribuzione. Per quello danese un’implementazione del CSD per la fornitura di servizi da parte di un’aggregazione di carichi controllati da termostati. Per il Pilota spagnolo l’implementazione del CSC da parte diunità di storage distribuito contenute e i ripetitori del segnale di telefonia mobile dell’area di Barcellona.