La transizione verde avviata a inizio di questo secolo, quando l’introduzione dei meccanismi di incentivazione per l’energia prodotta da fonte rinnovabile ha dato il via alla produzione diffusa di energia elettrica, è stata accompagnata da cambiamenti repentini dell’intera filiera elettrica. Da allora più volte si è parlato di semplificazione procedurale, coinvolgendo attivamente tutti soggetti interessati: ARERA – Autorità di Regolazione Energia e Ambiente in primis, per dirimere le problematiche amministrative, la regolamentazione economica, le controversie fra utenti e operatori; il GSE – Gestore dei Servizi Energetici, chiamato a gestire molte fasi del processo, dall’erogazione della tariffa incentivante dei Conti Energia ai servizi di vendita dell’energia, per citare i principali; i distributori, accusati all’inizio di essere il freno alla diffusione della generazione distribuita, responsabili piuttosto della svolta verso il nuovo paradigma che ha impattato anzitutto sulla rete elettrica, passata in poco tempo da essere una rete passiva a rete attiva; i produttori e i prosumer, artefici degli investimenti a favore della transizione energetica, stretti fra i benefici economici, quelli ambientali e quelli sociali; le norme tecniche, chiamate al difficile compito di destreggiarsi fra le esigenze di sicurezza del sistema elettrico e le esigenze degli utenti attivi. Si è trattato, molti lo ricorderanno, di un processo avviatosi nel 1991 con la prima liberalizzazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e che, grazie agli incentivi prima e alle detrazioni fiscali oggi, ha trasformato l’intero sistema elettrico europeo. Processo ancora in evoluzione, ricordiamolo, con la nascita delle comunità energetiche e l’implementazione delle smart grid.
Il ruolo delle norme
Il passaggio da un sistema distributivo centrico, in cui le regole tecniche per la connessione degli impianti di produzione alla rete elettrica vertevano su specifiche prescrizioni emanate dai singoli DSO, a un sistema imperniato su regole tecniche di riferimento per le reti elettriche valide su tutto il territorio nazionale, è stato il primo passo che ha consentito di semplificare l’intero corpus normativo.
La prima edizione della Norma CEI 0-16 è del mese di febbraio 2008, introdotta come “Regola tecnica di riferimento per la connessione di utenti che immettono o prelevano dalle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kV” dall’Allegato A della Delibera ARG/elt 33/08 “Condizioni tecniche per la connessione alle reti di distribuzione dell’energia elettrica a tensione nominale superiore a 1 kV”. Facevano parte della Delibera ARG/elt 33/08 anche i criteri applicativi della Regola tecnica di connessione (Allegato B) e le modalità per l’effettuazione e la presentazione della dichiarazione di adeguatezza, di cui alla deliberazione dell’Autorità n. 333/07, ai fini della attestazione dei requisiti tecnici per aver accesso agli indennizzi automatici in caso non sia rispettato il livello specifico di continuità del servizio per i clienti MT (Allegato C).
La prima edizione della Norma CEI 0-21, invece, è del mese di dicembre 2011. Secondo quanto definito dal TIC – Condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione (Allegato C della Delibera 27 dicembre 2019, n. 568/2019/R/eel) e del TICA – Connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione (Delibera ARG/elt 99/08), la Norma CEI 0-21 costituisce la regola tecnica di riferimento per la connessione alle reti di distribuzione con livello di tensione fino a 1 kV. Nel corso degli anni, gli aggiornamenti che hanno interessato le regole tecniche di riferimento, Norma CEI 0-16 e Norma CEI 0-21 (e lo stesso Codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete – Codice di Rete della società TERNA per la connessione alla rete di trasmissione nazionale), hanno riguardato interventi per la sicurezza del sistema elettrico (onde evitare nuovi blackout), adeguamenti a seguito della diffusione dei sistemi di accumulo, il CCI – Controllore Centrale di impianto, gli impianti plug&play, il CIR – Controllore di infrastruttura di ricarica per veicoli elettrici, i Vehicle-To-Grid.
Gli interventi normativi sono riassunti nelle sei edizioni delle Norme CEI 0-16 e CEI 0-21 e, per quanto riguarda l’edizione in vigore (marzo 2022), l’emanazione di due varianti alla Norma CEI 0-16 e una variante alla Norma CEI 0-21.
Figura 1: Le edizioni delle Norme CEI 0-16 e CEI 0-21.
Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energia elettrica
La sesta edizione della Norma CEI 0-16 (documento scaricabile gratuitamente dal sito del CEI – Comitato Elettrotecnico Italiano, www.ceinorme.it) è la versione consolidata della quinta edizione (2019) e delle sue varianti (V1:2020-12 e V2:2021-06), accompagnata da alcune modifiche. Le principali riguardavano l’eliminazione dei riferimenti alla Norma CEI 11-20 (abrogata con decorrenza 1° marzo 2022), l’aggiornamento di alcune definizioni (fra le quali quella del BSP – Balance Service Provider e del CCI – Controllore Centrale di impianto) e l’allineamento al Regolamento Rfg e alle norme della serie CEI EN 50549 in materia di OVRT – Over Voltage Ride Through.
Fra le altre novità troviamo (articolo 8.5): gli azionamenti che possono reimmettere in rete energia (frenatura a recupero) per un tempo limitato non sono considerati generatori e (articolo 8.8) la regola tecnica di connessione per gli utenti attivi non si applicano agli utenti attivi con impianti di produzione di potenza fino a 11,08 kW, mentre per gli impianti con potenza complessiva dei gruppi di produzione fino a 30 kW si applicano le prescrizioni della Norma CEI 0-21, oltre alle prescrizioni generali riportate agli articolo 8.4 “Schema dell’impianto di utenza per la connessione”, 8.5 “Regole tecniche di connessione comuni a tutte le categorie di Utenti”, 8.6 “DG semplificato per impianto con un trasformatore MT/BT di potenza nominale pari o inferiore a 400 kVA” e 8.7 “Impianto con linea in antenna” della Norma CEI 0-16. La variante V1 pubblicata nel mese di novembre 2022, contiene modifiche alla definizione delle caratteristiche principali, dei requisiti e delle modalità di funzionamento di parallelo prolungato e in isola intenzionale, utili alla definizione di nuovi servizi di rete e di sistema.
La variante, inoltre, modifica l’Allegato U “Regolamento di esercizio per il funzionamento dell’impianto di produzione dell’energia elettrica di proprietà dell’utente attivo in parallelo con la rete MT del Gestore di Rete di Distribuzione” a seguito dell’aggiunta del CCI – Controllore Centrale di impianto, e l’inserimento del nuovo Allegato Ubis che disciplina l’esercizio dei generatori eroganti servizio di rialimentazione in isola intenzionale. Lo scorso mese di maggio, invece, è stata pubblicata la variante V2 che contiene il nuovo Allegato T “Scambio informativo basato su standard IEC 61850” in versione consolidata, ovvero, un documento che comprende la versione originale dell’Allegato pubblicato con la sesta edizione della Norma CEI 0-16 e le modifiche introdotte con la variante V1.
L’aggiornamento non è terminato. Lo scorso mese di giugno, il CEI ha reso pubblico un nuovo progetto contenente la variante V3 (scadenza osservazioni: 4 agosto 2023). Il progetto C.1322, disponibile gratuitamente sul sito web del CEI – www.ceinorme.it, introduce alcune correzioni alla Norma CEI 0-16 e semplifica l’Allegato Nbis relativo ai criteri di prova dei sistemi di accumulo. Fra le modifiche di maggior rilievo, si segnalano quelle dei paragrafi: 8.5.13 “Limiti sulle sezioni di trasformazione MT/BT”; 8.5.4.1 “Funzionamento di breve durata in parallelo”; 8.8.5.3 “Requisiti costruttivi dei generatori: scambio di potenza reattiva (curve di 31 prestazione)”, lettera b) Generatori convenzionali asincroni; 8.8.7.2.2 Regolazioni del sistema di protezione di interfaccia. Altre modifiche riguardano la nuova Figura 79 dell’Allegato N e, come anticipato, le modifiche relative alle “Prove sistemi di accumulo” (Allegato Nbis) con le figure 152 e 154 e le tabelle 107 e 108 dell’Allegata Z “Regolazioni del sistema di protezione dei gruppi generatori”.
Figura 2: nuova Caratteristica FRT dei generatori FV
Altre modifiche sono contenute nell’Allegato 11 “Controllore Centrale di Impianto” dell’Allegato U “Regolamento di Esercizio” e, ultima ma non meno importante, aggiunta di una nota alla definizione di “Sistema di accumulo” (paragrafo 3.99): I compensatori statici installati per migliorare la qualità della tensione di Rete relativamente ai buchi di tensione ed alle interruzioni non rientrano tra i sistemi di generazione se utilizzano sistemi a in grado di erogare energia per un tempo non superiore a 10 s.
Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica
Analogamente a quanto indicato per la Norma CEI 0-16, anche la sesta edizione della regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica (Norma CEI 0-21) è la versione consolidata della Norma CEI 0-21:2019-04 e della Variante V1:2020-12 con alcune importanti novità.
La prima riguarda l’eliminazione dei richiami alla Norma CEI 11-20 che, come abbiamo già detto, non è più in vigore, e l’inserimento di modifiche in allineamento al Regolamento Rfg – Regolamento (UE) 2016/631 della Commissione del 14 aprile 2016 che istituisce un codice di rete relativo ai requisiti per la connessione dei generatori alla rete e alla Norma CEI EN 50549 in materia di OVRT, oltre all’aggiornamento di alcune definizioni (Dichiarazione di Conformità, DRE, risposta al gradino, sistemi di accumulo), alla nuova numerazione di tabelle e figure e alla sostituzione del termine “Gestore della Rete di Distribuzione” con “DSO” (Distribution System Operator).
Con la variante V1 del mese di novembre 2022, la Norma si arricchisce del nuovo Allegato GTer “Regolamento di esercizio per il funzionamento di generatori di impianti di produzione o destinati alla funzione di alimentazione di riserva di proprietà dell’Utente che erogano il servizio di rialimentazione di porzioni di rete BT del DSO in isola intenzionale su richiesta del DSO” e dell’Allegato X “Controllore di infrastruttura di ricarica per veicoli elettrici (CIR)”.
Altre modifiche riguardano le definizioni e il paragrafo 7.4.
Secondo quanto indicato dall’Allegato X, i compiti demandati al CIR – Controllore di infrastruttura di ricarica per veicoli elettrici sono:
• la raccolta dei dati relativi alla misura della potenza prelevata dall’infrastruttura di ricarica, alla potenza scambiata con la rete al punto di consegna e, opzionalmente, alla potenza prelevata ed immessa da eventuali generatori e/o accumuli presenti in impianto;
• lo scambio dei dati con il soggetto esterno abilitato (nel seguito indicato come RO “Remote Operator”) per la fornitura/richiesta di servizi ancillari. Il RO è il soggetto abilitato alla comunicazione con l’Utente che ha installato il CIR nel proprio impianto (ad esempio, Aggregatore, Distributore, ecc.);
• la regolazione dinamica e parametrizzabile della potenza scambiata con la rete, prelevata dalla Stazione di Ricarica EV in modo 3 e in modo 4 (definito come da serie CEI EN 61851);
• la fornitura dei servizi di rete per la sicurezza del sistema elettrico (risposta in sottofrequenza) basata sulla disponibilità di una misurazione locale della frequenza di rete.
Figura 3: Architettura di riferimento per le interfacce di comunicazione del CIR.
Con il progetto di norma C. 1315, il CEI ha reso pubblico il testo della variante 2 alla Norma CEI 0-21 (scadenza osservazioni: 4 agosto 2023). Il progetto, la norma e le varianti sono disponibili gratuitamente nel sito web del CEI.
Il documento introduce importanti novità, prima fra tutte la semplificazione del regolamento di esercizio per gli impianti di produzione con potenza fino a 11,08 kW collegati in parallelo con la rete di distribuzione di bassa tensione tramite inverter (Allegato GBis). Non solo. Oggetto della variante è il testo del nuovo Allegato L “Sistema di Limitazione dell’Immissione (SLI) ”.
Secondo quanto indicato nel progetto, un sistema SLI è composto da:
• Uno o più generatori;
• Uno o più dispositivi di misura delle grandezze AC;
• Un’unità di controllo SLI;
• Eventuali sistemi di protezione.
Come riportato nelle generalità (paragrafo L.1), i sistemi di limitazione della potenza immessa in rete SLI hanno lo scopo di evitare che la potenza immessa in rete, dall’utente prosumer, superi il valore della PIR concordato con il distributore, in caso di impianti monofase con massima potenza immessa in rete (PIR) non superiore a 6 kW e potenza nominale complessiva degli impianti di generazione installati non superiore a 11,08 kW. A tal riguardo, infatti, ricordo che, in accordo con le disposizioni dell’ARERA – Autorità di Regolazione Energia, Reti e Ambiente (articolo 8.6 del TIC – Testo Integrato delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione) il gestore di rete ha facoltà di installare limitatori della potenza prelevata per qualsiasi livello della potenza disponibile tenendo in considerazione le esigenze di sicurezza. Per potenze richieste fino a 30 kW, la potenza disponibile è pari alla potenza richiesta complessiva, aumentata del 10% (articolo 8.7).
Pertanto, come ricorda il nuovo progetto CEI, se è presente un sistema di limitazione della potenza immessa, conforme ai requisiti minimi, è ammesso aumentare la potenza nominale dell’impianto di generazione fino a 1,67 volte la PIR, tenendo conto che con una PIR di 6 kW su una linea monofase è possibile installare fino a 10 kW di generatori e/o sistemi di accumulo senza modificare la fornitura da sistema monofase a trifase.
Giova ricordare a tal proposito che il TICA – Connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione ricorda (articolo 10.15) che qualora durante l’esercizio dell’impianto di produzione rilevi sistematiche immissioni di energia elettrica eccedenti la potenza in immissione richiesta (almeno due distinti mesi nell’anno solare), il DSO modifica il valore della potenza in immissione richiesta, provvedendo a modificare di conseguenza il contratto di connessione. L’Allegato L fornisce anche tre schemi tipo di collegamento del Sistema di Limitazione dell’Immissione, la curva con i requisiti minimi di immissione e le relative prove di conformità del SLI (L.4).
Completano il documento le modifiche ai paragrafi 3.76 “Sistemi di accumulo”, 4.2 “Impianti di utilizzazione particolari” e alcuni paragrafi del Capitolo 8 “Regole tecniche di connessione per gli Utenti attivi”, compresa la nuova figura 16, e all’allegato Bbis: “Prove sui sistemi di accumulo”. Si tratta di modifiche relative alla semplificazione dei criteri di prova di sistemi di accumulo e ai requisiti funzionali per la connessione alla rete dei sistemi V2G (bidirezionali). Secondo quanto indicato nell’Allegato X con la Variante V1, infatti, le prescrizioni non si applicano alle infrastrutture di ricarica operanti in modalità V2G né alle infrastrutture di ricarica che non offrono nessun tipo di servizio alla rete elettrica (articolo 7.4).
L’Allegato X, peraltro, si applica alle sole infrastrutture di ricarica in modalità V1G (di tipo monodirezionale operanti in modo 3 e in modo 4), che partecipano ai mercati di servizi di flessibilità nel quadro di provvedimenti di ARERA, installate in utenze passive o attive allacciate a reti BT con obbligo di connessione di terzi.
Dal punto di vista normativo, con la sigla V1G si identificano i servizi di riduzione del prelievo in fase di carica (ricarica di tipo monodirezionale dalla rete elettrica al veicolo elettrico), mentre con la sigla V2G (Vehicle-To-Grid), si intendono le infrastrutture di ricarica di veicoli elettrici che prevedono una interazione tra veicolo e sistema elettrico per lo scambio di potenza in assorbimento e immissione in rete.
Tabella 1: Tecnologie di comunicazione del V2X (Vehicle-to-Everything).
