competitività
Prosumer smart grid
energia tecnologia
smart city Regolazione
innovazione efficienza
Generazione
distribuita,
giovani
e scuola
smart grids,
efficienza energetica:
la rivoluzione
della rete elettrica
innovazione prosumer
efficienza energia
competitività smart city
Regolazione
Indice
1.
2.
2.1.
2.2.
2.3.
3.
3.1.
3.1.1.
3.1.2.
3.2.
3.3.
3.4.
4.
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
4.5.
4.6.
4.7.
4.8.
5.
5.1.
5.2.
5.3.
6.
6.1.
6.1.1.
6.1.2.
6.2.
Prefazione
1
Executive Summary
2
Percorsi di lettura
3
Legenda
4
Lo sviluppo della generazione diffusa nell’ottica delle politiche energetiche
e ambientali
5
Generazione distribuita e sistema elettrico nazionale: funzionamento ed
evoluzioni attese
Struttura del sistema elettrico nazionale
Il cambiamento dei paradigmi di gestione del sistema elettrico nazionale
Impatto della strategia energetica nazionale sul sistema elettrico
8
8
9
12
La situazione degli impianti a fonte rinnovabile in Lombardia e la rete
elettrica di trasmissione e distribuzione
Dati statistici e stato della rete di trasmissione in Lombardia
Dati statistici regionali della Lombardia
Stato della rete di trasmissione in Lombardia
Caratteristiche della rete elettrica di distribuzione in Lombardia
Andamento connessioni attive sulla rete di distribuzione
Impatto dei produttori: principali criticità ed esigenze di sviluppo della rete
elettrica di distribuzione
Lo sviluppo della generazione diffusa attraverso la cogenerazione e il
recupero di calore: opportunità per l’industria e il territorio
L’efficienza energetica, la cogenerazione e le politiche energetiche e ambientali
Il meccanismo dei certificati bianchi
Alcuni interventi che consentono risparmio energetico
L’esempio della cogenerazione come intervento di efficienza energetica
L’applicazione della cogenerazione nei diversi settori di utilizzo
Lo studio di fattibilità tecnico-economica per una corretta applicazione della
cogenerazione e la verifica delle prestazioni a seguito della realizzazione
Esempi di utilizzo della cogenerazione in alcuni casi settoriali
Vantaggi e limiti dell’attuale quadro regolatorio
Evoluzione del rapporto fra aziende energetiche e consumatori nell’ambito
dello sviluppo della generazione diffusa
Modelli economici applicabili alle smart grid
L’affidamento a terzi dei servizi energetici relativi alla realizzazione e gestione
degli impianti di generazione distribuita
La figura dell’Energy Manager
Smart Grid: la necessità di una rete evolutiva, sicura, a favore del cliente
finale
L’evoluzione della rete elettrica: l’innovazione e i progetti smart grid
Smart Grid
Progetti in corso
La consapevolezza del consumatore
14
14
14
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17
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20
21
21
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24
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28
28
29
30
31
31
31
32
32
6.3.
6.4.
6.5.
7.
7.1.
7.1.1.
7.1.2.
7.1.3.
7.1.4.
7.1.5.
7.1.6.
7.1.7.
7.2.
7.2.1.
7.2.2.
7.2.2.1.
7.2.2.2.
7.2.2.3.
7.3.
7.3.1.
7.3.2.
7.3.2.1.
7.3.2.2.
7.3.2.3.
7.3.2.4.
7.3.2.5.
7.3.2.6.
7.3.2.7.
7.3.2.8.
7.4.
7.4.1.
7.4.2.
7.5.
Smart Trasmission Solution – dal concetto di “Smart Grid” a quello di “Smart
Trasmission Grid”
Partecipazione al progetto GREEN-ME (Grid integration of REnewable Energy
sources in the North – Mediterranean)
Il progetto Address
Appendice
Rassegna delle principali fonti di energia elettrica rinnovabile
Solare fotovoltaico
Eolico
Idroelettrico
Biomasse solide
Bioliquidi
Biogas
Geotermico
Quadro normativo e regolatorio in tema di efficienza energetica e generazione
distribuita
Regolamentazione a livello internazionale
Regolamentazione a livello nazionale
Decreti Legge e decreti Ministeriali
Leggi e decreti legislativi
Delibere dell’Autorità per l’energia elettrica ed il gas
Effetti della generazione distribuita sul sistema elettrico
Impianti FRNP e sicurezza del sistema elettrico nazionale
Smart Transmission Solutions
Installazione di condensatori e reattanze di compensazione
Installazione PST e realizzazione nuove linee HVDC
Sistemi di accumulo diffuso
Utilizzo dispositivi di teledistacco per l’ottimizzazione della capacità di
trasmissione
Ulteriori iniziative finalizzate alla realizzazione di una rete intelligente
Dynamic Thermal Rating
Wide Area Monitoring Systems (WAMS)
Optimal Power Flow
Richieste di connessione in essere e considerazioni sul futuro
Richieste di connessioni in essere
Uno sguardo al futuro: grid parity
Impianti di cogenerazione: la scelta tra le tipologie e soluzioni impiantistiche
presenti sul mercato
34
36
38
39
39
39
40
41
42
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46
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53
55
55
55
56
56
56
56
56
56
58
59
Prefazione
Il documento è finalizzato a valutare lo sviluppo della generazione distribuita nell’ottica degli
obiettivi europei al 2020 e post 2020 guardando, soprattutto, alle esperienze e opportunità che
offre il territorio su cui operano le aziende di Assolombarda.
Lo sviluppo della generazione distribuita, sia da fonti fossili che da fonti rinnovabili, ha ricevuto un
forte impulso con le politiche europee in tema di energia ed ambiente volte a promuovere sia lo
sviluppo delle fonti rinnovabili e sia dell’efficienza energetica.
Infatti la generazione distribuita può comportare una serie di vantaggi a livello di sistema:
-
la possibilità di produrre localmente l’energia elettrica necessaria alle utenze, con risparmio
per l’utente stesso e vantaggi sul sistema elettrico (es. minori perdite di rete);
la possibilità di sfruttare il grande potenziale di efficienza connesso al recupero del calore
prodotto dagli impianti di cogenerazione;
la possibilità di sfruttare risorse energetiche del territorio (impianti eolici, idroelettrici,
fotovoltaici, a biomasse, a biogas e bioliquidi) o di integrare la produzione di energia
elettrica e calore con il ciclo dei rifiuti (teleriscaldamento urbano) nell’ottica di un
miglioramento della sostenibilità ambientale.
Tuttavia lo sviluppo rapido ed intelligente della generazione distribuita ha un forte impatto sulle reti
di trasmissione e di distribuzione e sulla gestione del sistema elettrico nel suo complesso. In
particolare è richiesta maggiore flessibilità e capacità di adattamento del sistema elettrico al rapido
mutare degli scenari di produzione, anche attraverso opportuni interventi di adeguamento e
sviluppo delle reti interconnesse. Infine ma non per importanza, diventando bidirezionali i flussi di
energia sulle reti, non essendo più quindi la rete sotto il totale controllo dei soggetti storicamente
dedicati, emerge la necessità di un’interazione dinamica ed efficiente tra tutti i soggetti coinvolti,
soprattutto col coinvolgimento dei nuovi.
Per la gran parte degli impianti a fonte rinnovabile connessi alla rete elettrica, la produzione di
energia non è programmabile, ossia non è prevedibile a causa delle caratteristiche della fonte
primaria (sole, vento, ecc). L’incremento della generazione distribuita da fonti rinnovabili non
programmabili, si accompagna quindi:
-
alla necessità di sviluppare il sistema di trasmissione e distribuzione per consentire
l’integrazione della nuova capacità produttiva;
alla possibilità di sviluppare sistemi di dispacciamento e controllo che coinvolgano anche le
utenze “attive” connesse alle reti di distribuzione e l’interfacciamento tra queste ed il sistema
di trasmissione attraverso la promozione delle cosiddette smart grid, o reti intelligenti.
Giovanni Milani
Presidente Gruppo Merceologico Energia Assolombarda
1
Executive Summary
Scopo del presente documento è descrivere l’evoluzione avvenuta negli ultimi anni sulla rete elettrica
Italiana, a seguito della connessione di numerosi impianti di generazione di energia elettrica da
fonti rinnovabili, favorita in particolare dagli strumenti di incentivazione emanati dal Ministero dello
Sviluppo Economico.
La presenza di numerosi nuovi soggetti sulla rete elettrica, oltre a garantire un approvvigionamento
di energia da fonti rinnovabili in modo da conseguire gli obiettivi nazionali fissati dai trattati
internazionali, ha avuto implicazioni consistenti sul funzionamento della rete stessa, aspetto che ha
richiesto da parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas interventi legislativi specifici per
assicurarne la sicurezza di funzionamento, a garanzia del servizio prestato a tutti gli utenti.
Questa trasformazione ha richiesto la necessità di adeguare le reti alle nuove esigenze dei clienti,
attivi e passivi, attraverso la realizzazione di interventi tecnologici in modo da renderle più
intelligenti, flessibili e moderne; questo nuovo modello di rete elettrica, è denominato anche “Smart
Grid”, poiché sottintende strutture e modalità operative fortemente innovative, in grado di abilitare
nuovi servizi e lo scambio di informazioni sempre più efficace.
Inserito in questo contesto dinamico vi è il tema dell’efficienza energetica, una nuova opportunità
per imprese e industrie per implementare sistemi tecnologici che grazie alle loro caratteristiche
innovative consentono un risparmio sui consumi di energia primaria nei processi, con conseguente
effetto positivo sul bilancio aziendale. Altro importante e diretto beneficio di queste tecnologie è la
riduzione delle emissioni climalteranti.
Il documento in oggetto descrive con dettaglio e profondità di analisi la dinamica della
trasformazione della rete elettrica conseguente alla connessione di impianti di generazione,
descrivendo sia le implicazioni sulla rete elettrica di trasmissione nazionale, sia su quella di
distribuzione radicata sul territorio fino al cliente finale.
Relativamente al tema dell’efficienza energetica, viene presentato il contesto normativo attuale e
illustrata con dettaglio la tecnologia della cogenerazione ad alto rendimento, come soluzione
integrata per la produzione locale di energia elettrica e calore con grande efficienza.
Il documento descrive inoltre i modelli applicabili alle nuove Smart Grid ed i progetti sperimentali in
corso, sottolineando l’importanza del consumatore finale che, con il suo comportamento in termini di
consumi ed esercizio degli impianti di produzione, è in grado di condizionare il funzionamento ed i
servizi offerti/ricevuti dalla rete elettrica.
Alcuni dei temi trattati vengono poi ulteriormente approfonditi nelle appendici poste in coda al
documento, in modo da offrire una trattazione più esaustiva dei fenomeni in esame.
2
Percorsi di lettura
PERCORSO “IMPRENDITORE”:
•
•
•
•
•
le opportunità di investimento e sviluppo che offre il settore della generazione diffusa
(Capitolo 1) e, in particolare, di quello della cogenerazione (Capitolo 4) con possibile
approfondimento delle soluzioni impiantistiche (Appendice 5);
le opportunità legate alle fonti di energia elettrica rinnovabile (Appendice 1);
le soluzioni per una gestione flessibile ed innovativa della rete in ottica di tipo “smart”
(Capitolo 6) con possibile approfondimento sulle soluzioni tecnologiche (Appendice 3);
lo stato di funzionamento della rete nazionale e nello specifico lombarda (Capitolo 3) per
valutare la fattibilità di una nuova possibile iniziativa in tale settore;
i principali impatti della generazione diffusa, in particolare quella distribuita, sulla gestione
del sistema elettrico (Capitolo 2), con possibile approfondimento in tema di sicurezza della
rete (Appendice 3);
PERCORSO “ENERGY MANAGER”:
•
•
•
•
•
lo sviluppo della generazione diffusa e del concetto di efficienza energetica (Capitolo 1);
i principali impatti della generazione diffusa, in particolare quella distribuita, sulla gestione
del sistema elettrico (Capitolo 2);
le opportunità di ottimizzazione dell’approvvigionamento energetico offerte dalla
generazione diffusa, in particolare la cogenerazione (cap. 4 e appendice 5)
il ruolo del consumatore nella gestione flessibile e “smart” della rete (Capitolo 5 e Capitolo
6);
un approfondimento sul quadro normativo per la generazione diffusa (Appendice 2);
PERCORSO “ISTITUZIONALE”:
•
•
•
•
•
•
un’introduzione alla generazione diffusa (Capitolo 1);
i principali impatti della generazione diffusa, in particolare quella distribuita, sulla gestione
del sistema elettrico a livello nazionale (Capitolo 2) e regionale (Capitolo 3), con possibile
approfondimento in tema di sicurezza della rete (Appendice 3);
le principali evidenze della generazione diffusa attraverso la cogenerazione (Capitolo 4);
le soluzioni per una gestione flessibile ed innovativa della rete in ottica di tipo “smart”
(Capitolo 6) con possibile approfondimento sulle soluzioni tecnologiche (Appendice 3 e
Capitolo 5);
un approfondimento sul futuro della generazione distribuita (Appendice 4);
un approfondimento sul quadro normativo per la generazione diffusa (Appendice 2)
3
Legenda
AEEG: “Autorità per l’ Energia Elettrica e il Gas”
AT / MT / BT: “alta/media/bassa tensione”
CAR: “cogenerazione ad alto rendimento”
CE: “Comunità Europea”
DM: “decreto ministeriale”
DSO: “Distribution system operator” è il soggetto che gestisce la rete elettrica di
distribuzione, denominato anche “Gestore di rete” o comunemente “distributore”; in Italia il
più grande distributore è Enel Distribuzione SpA
FRNP: “Fonti rinnovabili non programmabili”
GD: “generazione distribuita”
GSE: “Gestore dei servizi energetici”
kWh / MWh / TWh: unità di misura dell’energia (es. kWh “chilo watt ora” = 1.000 Wh)
kW / MW / GW: unità di misura della potenza (es. kW “chilo watt” = 1.000 W)
kV: unità di misura della tensione elettrica (kV “chilo volt” = 1.000 V)
HVDC: “high voltage direct current”
Nm3: unità di misura del volume di gas naturale “normal metro cubo”
MVAr: unità di misura della potenza reattiva “mega volt ampere reattivi”
PAN: “Piano di azione nazionale”
PAEE: “Piano d’Azione Italiano per l’Efficienza Energetica”
RTN: “rete di trasmissione nazionale”
SEN: “Strategia energetica nazionale”
SEU: “Sistemi Efficienti d’Utenza”
TEE: “titoli di efficienza energetica” detti anche “certificati bianchi”, sono titoli che
certificano i risparmi energetici conseguiti realizzando specifici interventi di efficienza e
risparmio energetico
Tep: “tonnellata equivalente di petrolio”, rappresenta la quantità di energia rilasciata dalla
combustione di una tonnellata di petrolio grezzo
TSO: “Transmission system operator” è il soggetto che gestisce la rete elettrica di
trasmissione nazionale, rappresentato in Italia dalla Società Terna SpA
UE: “Unione Europea”
4
1. Lo sviluppo della generazione diffusa nell’ottica delle politiche
energetiche e ambientali
Si intende generalmente per generazione diffusa la produzione di energia elettrica riferita agli
impianti di piccola-media taglia posti generalmente in prossimità dei punti di consumo e che sono
connessi di norma alla rete di distribuzione. Una modalità quindi di produzione che si differenzia
dalla classica organizzazione gerarchica del sistema elettrico, in cui le reti di trasporto e
distribuzione uniscono i punti di immissione connessi agli impianti di produzione di taglia medio
grande con i punti di prelievo dedicati unicamente al consumo.
Generalmente quando si parla di generazione diffusa si intendono due tipologie di impianti:
a) impianti alimentati da fonti rinnovabili (fotovoltaici, idroelettrici, eolici, biomasse, biogas,
geotermici);
b) impianti di cogenerazione alimentati o da combustibile fossile (in genere il gas naturale) o
da fonti rinnovabili (biocombustibili) o rifiuti.
Come evidenzia la stessa Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (di seguito AEEG), questa tipologia
di impianti di generazione assolve a due tipi di finalità:
• spostare la produzione di energia elettrica in prossimità dei carichi elettrici da alimentare,
frequentemente associandola alla produzione di calore in assetto cogenerativo dove è
presente domanda di calore utile;
• sfruttare fonti energetiche primarie (in genere di tipo rinnovabile) diffuse sul territorio e non
altrimenti sfruttabili mediante i tradizionali sistemi di produzione di grande taglia (in
particolare nel settore delle biomasse, del ciclo dei rifiuti e nel riutilizzo di scarti e
sottoprodotti delle attività industriali).
La generazione diffusa ha quindi come vantaggi:
− un aumento dell’efficienza del sistema elettrico dovuta alla riduzione delle perdite di
trasporto di energia e all’aumento dei rendimenti di trasformazione dell’energia primaria;
− un’ottimizzazione delle risorse offerte dal territorio e dalla filiera produttiva locale;
− un incentivo per il consumatore finale che si trasforma in una diretta forma di reddito;
− un utilizzo più razionale dell’energia.
Date queste caratteristiche, la generazione diffusa può costituire uno strumento efficace per
conseguire gli obiettivi delle politiche energetiche e ambientali. Infatti, come noto, le politiche
europee su clima ed energia nell’ambito del pacchetto di provvedimenti del “20-20-20”, sono
orientate al perseguimento di tre obiettivi: i) la sicurezza degli approvvigionamenti, intesa anche
come riduzione della dipendenza del fabbisogno energetico, ii) la sostenibilità ambientale,
attraverso una riduzione delle emissioni c.d. “clima-alteranti”, iii) il contenimento dei costi per i
clienti finali. In questa prospettiva, la generazione diffusa rappresenta uno strumento ideale perché
consente di riconciliare gli obiettivi di abbattimento delle emissioni con la riduzione dei consumi e,
quindi, dei costi per il cliente finale e del fabbisogno energetico complessivo del Sistema Paese.
In ambito regolatorio, l’AEEG ha adottato1 una definizione di generazione distribuita legata alla
dimensione dell’impianto di produzione; sono previste le seguenti distinzioni:
1
AEEG, Delibera 328/07. La definizione di piccola e micro generazione, è ripresa dalla distinzione fra piccola e micro
co-generazione di derivazione comunitaria e introdotta nel sistema italiano con il D.Lgs. 20/07 che recepisce la Direttiva
Europea 2004/8/UE sulla cogenerazione.
5
−
−
Piccola generazione: l’insieme degli impianti per la produzione di energia elettrica, anche in
assetto cogenerativo, con capacità di generazione non superiore a 1 MW;
Micro generazione: l’insieme degli impianti per la produzione di energia elettrica, anche in
assetto cogenerativo, con capacità di generazione inferiore a 50 kW.
Prendendo come riferimento tale classificazione, la stessa AEEG rileva come la generazione
distribuita stia registrando un trend di forte crescita nel corso degli ultimi anni dopo alcuni anni di
stagnazione. In particolare, secondo quanto rilevato dall’AEEG nel suo ultimo report disponibile2,
l’energia elettrica prodotta dalla generazione distribuita nel 2011 è stata pari a 29,2 TWh (circa il
9,7% dell’intera produzione nazionale di energia elettrica), corrispondente ad una potenza
efficiente lorda di 17.911 MW (circa il 7,5% della potenza efficiente lorda del parco di
generazione nazionale). L’incremento, rispetto al 2009 è stato di 9,4 TWh, ovvero più del 47%
rispetto all’anno precedente (corrispondenti ad aumento di 9.686 MW della potenza installata).
Figura 1: evoluzione della generazione diffusa in Italia (Elaborazione su dati AEEG)
Tale sviluppo è dovuto soprattutto al boom delle fonti rinnovabili e, in particolare, degli impianti
solari fotovoltaici. Tuttavia, secondo quanto emerge dall’analisi dell’AEEG, 9,5 TWh di produzione
da generazione derivano da impianti termoelettrici (+ 18% rispetto al 2010). Di questi, una parte
significativa, pari a circa il 72%, è oggi rappresentata da soluzioni tecnologiche legate alla
cogenerazione e al recupero di calore, sia da fonti convenzionali (prevalentemente gas naturale)
che da fonti rinnovabili.
E’ questa una prospettiva di sviluppo della generazione diffusa particolarmente virtuosa perché
legata al concetto di efficienza energetica attraverso il recupero termico e che potrà essere
caratterizzata da un ulteriore impulso nel prossimo futuro, soprattutto se verrà definito in modo
adeguato il quadro regolatorio con l’attuazione della nuova Direttiva Europea 27/2012/CE e il
completamento dei provvedimenti in materia di sistemi efficienti di utenza (SEU).
Se la generazione diffusa contribuisce in modo significativo al miglior utilizzo delle risorse
energetiche e ad una maggior efficienza dei cicli produttivi, comporta comunque delle sfide per
quel che riguarda le modalità di gestione delle infrastrutture di rete rispetto all’impostazione
2
“Monitoraggio dello sviluppo degli impianti di generazione distribuita per l’anno 2011” allegato alla delibera
129/2013/I/eel del 28 marzo 2012.
6
tradizionale dove produzione e consumo sono nettamente separate. Ciò è dovuto essenzialmente
all’aleatorietà delle produzioni da alcune tipologie di impianti (prevalentemente fotovoltaico) e alle
conseguenti criticità legate al dispacciamento e al fabbisogno di servizi di riserva.
A ciò è necessario ovviare innanzitutto con una responsabilizzazione degli impianti di generazione
diffusa, prevedendo sistemi di protezione tarati in modo da compartecipare alla risoluzione delle
problematiche presenti sulle reti e con una progressiva attribuzione anche a tali impianti degli oneri
di sbilanciamento. Questo comporterebbe una corretta valutazione dei costi e dei vantaggi offerti
dalle diverse soluzioni tecnologiche di generazione distribuita.
Per gestire la penetrazione così marcata di potenza elettrica connessa alla rete di distribuzione, in
particolare quella da fonti rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico, sarà determinante
modificare le modalità di gestione delle infrastrutture di rete, evolvendo verso un modello di reti
attive intelligenti (“Smart Grid”).
Nei prossimi capitoli verranno quindi approfonditi i seguenti aspetti:
−
−
gli impatti della generazione distribuita sulla gestione del sistema elettrico e la conseguente
necessità di sviluppare un sistema di dispacciamento che coinvolga anche le utenze “attive”
connesse alle reti di distribuzione attraverso la promozione delle cosiddette smart grid;
le prospettive di ulteriore sviluppo della generazione diffusa, sia attraverso le tecnologie ormai
conosciute e che hanno avuto una notevole diffusione negli ultimi anni, sia attraverso la
cogenerazione e il recupero di calore, una vera opportunità per l’industria locale e per il
territorio.
7
2. Generazione distribuita e sistema
funzionamento ed evoluzioni attese
elettrico
nazionale:
2.1 Struttura del sistema elettrico nazionale
Il sistema elettrico nazionale è la struttura attraverso la quale viene garantito l’equilibrio tra l’energia
resa disponibile dai produttori ed il consumo dei clienti finali, nel rispetto dei vincoli di sicurezza ed
efficienza della rete. Tale sistema è costituito dai seguenti sottosistemi:
•
•
•
Centrali elettriche, che trasformano l’energia ricavata da fonti primarie in “elettricità”,
immettendola nelle reti di trasmissione ad alta tensione (AT).
Rete di trasmissione ad alta tensione (380 kV - 220 kV - 150 kV), che trasferisce
l’energia prodotta dalle centrali alle zone di consumo.
Rete di distribuzione, attraverso la quale avviene la consegna di elettricità in media
tensione (MT) e bassa tensione (BT) agli utenti.
Figura 2 - Rete elettrica di Trasmissione Nazionale (Rosso 380 kV – Verde 220 kV)
Come mostrato in Figura 2, l’Italia possiede una rete di trasmissione a 380 kV, sovrapposta ad una
rete di trasmissione a 220 kV ancora più estesa e fitta rispetto alla prima, tali da raggiungere
un’estensione di circa 64.000 Km con circa 450 stazioni di trasformazione e smistamento.
8
La magliatura del sistema elettrico non è solo a livello nazionale ma anche a livello internazionale,
essendo sempre più necessario garantire la sicurezza e continuità del servizio tra tutti i paesi
dell’Europa tramite la creazione di un mercato unico ed integrato dell’energia.
Figura 3 - Capacità di trasporto in import per scambi con l’estero
Per raggiungere tale obiettivo è necessario, pertanto, avere un adeguato livello di interconnessione.
Ad oggi la frontiera Nord dell’Italia è caratterizzata da 17 linee di interconnessione che, insieme
all’interconnessione con la Grecia, consentono di superare gli 8.000 MW di capacità di trasporto
in import per scambi di energia con l’estero.
A livello di distribuzione, la rete è oggi chiamata non solo all’alimentazione delle utenze finali,
industriali e civili, ma anche a raccogliere e trasportare l’energia prodotta dagli impianti di
generazione distribuita ad essa sottesi; questo aspetto rende necessario un grado di automazione
della rete di distribuzione sempre più spinto.
A differenza del passato, dove le reti di trasmissione e distribuzione costituivano un sistema
gerarchico caratterizzato da un flusso di energia unidirezionale, oggi le stesse sono chiamate ad
interfacciarsi in modo integrato e mutuabile, al fine di avere un sistema elettrico nel suo complesso
più flessibile e dinamico, in grado di adattarsi al rapido mutare degli scenari.
2.2 Il cambiamento dei paradigmi di gestione del sistema elettrico nazionale
Il soddisfacimento del fabbisogno energetico nonché la necessità di ridurre emissioni inquinanti e/o
clima-alteranti sta generando un profondo cambiamento nella configurazione dei sistemi elettrici: il
concetto di generazione tradizionalmente effettuata in grandi siti centralizzati afferenti alla rete di
9
trasmissione viene progressivamente sostituita da impianti di piccola taglia da connettere alla rete di
distribuzione in prossimità degli utenti.
La presenza della generazione diffusa, caratterizzata da un’elevata aleatorietà previsionale,
determina criticità nella gestione del sistema elettrico nel complesso, dalla fase di programmazione
alla regolazione in tempo reale, nonché problemi connessi all’efficacia dei sistemi di difesa della
rete.
Tali problematiche evidenziano la necessità di rivedere le logiche di sviluppo e di gestione della rete
in un’ottica “smart”, coinvolgendo non solo le reti di distribuzione ma anche la rete di trasmissione
che deve evolvere dalla sua funzione storicamente “passiva” verso una attiva e flessibile,
garantendo il funzionamento delle risorse energetiche da fonti rinnovabili non programmabili e
l’alimentazione di tutti gli utenti tradizionali.
Il trend di crescita della produzione rinnovabile è stato evidente soprattutto nel corso degli ultimi due
anni, in cui lo sviluppo della produzione elettrica da fonte rinnovabile, in particolare di quella
fotovoltaica, è stato supportato dai dispositivi di incentivazione previsti dal IV e dal V Conto Energia
per il raggiungimento degli obiettivi 20/20/20 del pacchetto clima-energia di cui alla direttiva
2009/28/CE.
In particolare, nel corso del 2012 si sono raggiunti 8 GW di potenza eoIica installata e circa 17
GW di potenza fotovoltaica installata. Il trend di crescita viene confermato anche nell’orizzonte di
breve-medio periodo, in cui si prevede che la capacità produttiva complessivamente installata potrà
raggiungere circa 12 GW da fonte eolica, e circa 21 GW da fonte fotovoltaica. Nella Figura 4 e
nella Figura 5 è rappresentata per ogni regione la potenza3 totale degli impianti eolici e fotovoltaici
installati al 2012 nonché le previsioni di sviluppo al breve-medio periodo.
Figura 4 - Potenza eolica e fotovoltaica
installata al 2012
Figura 5 - Previsione al breve-medio periodo di capacità
produttiva da fonte eolica e fotovoltaica (MW)
3
I dati di potenza installata (eolica e fotovoltaica) comprendono sia gli impianti connessi alla RTN che alle reti di tutti i
distributori nazionali.
10
L’aumento della potenza installata, per l’eolico sulla rete in AT e per il fotovoltaico (oltre il 90%)
sulla rete di distribuzione ai livelli MT e BT, ha un impatto rilevante non solo sulla rete di
distribuzione ma anche su estese porzioni della rete di trasmissione e più in generale sulla gestione
del sistema elettrico nazionale nel suo complesso.
In tale contesto, la forte penetrazione degli impianti di produzione da FRNP, in particolare quella da
fotovoltaico, comporta spesso fenomeni di risalita di energia dalla rete di distribuzione verso il
sistema di trasmissione nei periodo di elevata produzione e basso fabbisogno locale.
Gli impianti di cui sopra sono infatti spesso concentrati in aree con basso fabbisogno, il che
determina in particolari periodi una risalita dell’energia prodotta verso le reti AT.
Per dare una quantificazione del fenomeno descritto, sulla rete di Enel Distribuzione è stata
riscontrata, nell’anno 2012, l’inversione del flusso di energia per almeno l’1% e il 5% del tempo in
un totale rispettivamente di 791 e 580 cabine primarie, in aumento rispetto agli anni 2010 e 2011
(cfr. Figura 6).
Figura 6 - Dati di inversione flussi su sezioni AT/MT (fonte: Enel Distribuzione – dati 2012 provvisori).
L’incremento della potenza generata nonché i fenomeni di risalita di potenza dalle cabine primarie
sulla rete AT, contribuiscono a produrre, come prima conseguenza, un possibile aumento delle
congestioni locali, in particolare sulle porzioni di rete AT caratterizzate da elevata densità di
produzione distribuita rispetto all’entità del carico elettrico locale e scarsa magliatura di rete, con un
impatto sugli oneri a carico del sistema.
Inoltre, il forte incremento del livello di penetrazione della produzione da FRNP, in particolare della
fonte fotovoltaica, sta determinando un aggravio della gestione del bilanciamento del sistema
elettrico, rispetto a produzione, carico e scambi con l’estero, soprattutto nelle ore del giorno dei
periodi caratterizzati da basso fabbisogno in potenza ed elevata produzione rinnovabile. In tali
condizioni, dovendo mantenere in produzione il numero minimo di unità in grado di fornire i
necessari servizi di regolazione di rete, risulta sempre più difficile gestire i problemi di
overgeneration, ovvero di surplus di generazione nazionale e/o zonale rispetto al fabbisogno, con
le sole azioni di riduzione dell’energia importata dall’estero.
Accanto ai problemi di overgeneration, lo sviluppo di nuova generazione distribuita da FRNP,
comporta una riduzione sempre maggiore di quote di mercato alla generazione tradizionale,
11
avendo la prima priorità di dispacciamento, con conseguente riduzione dell’inerzia e della capacità
di regolazione del sistema. Pertanto, in tali condizioni gli attuali meccanismi di difesa e di
regolazione potrebbero risultare inefficaci in particolari situazioni di esercizio (ad es. condizione di
minimo carico), in quanto, andando la generazione statica tipica della fonte fotovoltaica, a sostituire
la generazione rotante, diminuirà sempre più l’inerzia del sistema che è la prima contromisura a
squilibri accidentali tra produzione e fabbisogno.
Tali criticità di rete hanno portato il regolatore ad emanare una serie di provvedimenti, volti da un
lato all’integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico e dall’altro a
garantire il controllo di tali impianti ai fini della sicurezza del sistema elettrico stesso.
In particolare, attraverso l’Allegato A.70 (di cui alla delibera AEEG n. 84/2012) sono richiesti per
le nuove connessioni requisiti tecnici più rigidi e maggiori funzionalità degli inverter degli impianti
fotovoltaici e per una la gran parte degli impianti già precedentemente connessi alla rete (tutte le
connessioni in media tensione con potenza > 50 kW realizzate prima del 31/3/2012) sono stati
introdotti requisiti da implementare al fine dell’adeguamento degli impianti alle nuove prescrizioni,
così detto “retrofitting”.
Attraverso l’Allegato A.72 (di cui alla delibera AEEG n. 344/12), invece, è stata definita la
procedura per modulare la generazione distribuita, da applicarsi a particolari impianti facilmente
distaccabili dalla rete nei momenti in cui si verificassero emergenze per quanto riguarda la stabilità
della RTN: Terna potrà richiedere alle imprese Distributrici il distacco temporaneo, previo preavviso,
di questi gruppi di produttori in modo da salvaguardare la sicurezza e stabilità della rete.
2.3 Impatto della strategia energetica nazionale sul sistema elettrico
Le attuali criticità di funzionamento e gestione del sistema elettrico non devono essere viste come un
“limite” ma come una sfida per realizzare un sistema più competitivo e sostenibile.
In tale contesto la Strategia Energetica Nazionale (SEN) individua proprio nel settore energetico
l’elemento chiave per garantire la crescita economica e sostenibile del Paese, fornendo gli obiettivi e
le priorità d’azione da implementare nel medio-lungo termine, ovvero al 2020.
In particolare, la SEN pone come obiettivo lo sviluppo delle energie rinnovabili finalizzato ad una
copertura del 36-38% sui consumi finali al 2020, diventando la principale componente del mix di
generazione elettrica in Italia.
Figura 7 - Rinnovabili: incidenza sui consumi finali lordi % nel settore elettrico
Tale obiettivo deve essere tuttavia accompagnato da una graduale riduzione degli oneri di sistema
con l’allineamento dei costi di incentivazione ai livelli europei e un graduale raggiungimento della
12
condizione di grid parity (con questo acronimo generalmente si intende l’ uguaglianza fra il costo di
produzione dell’energia elettrica da impianto fotovoltaico in assenza di incentivi e il costo,
complessivo di oneri e tasse, di acquisto dell’energia stessa dalla rete - Rif. Politecnico di Milano,
Solar Energy Report 2009).
Finora, infatti, la rapida crescita della produzione da fonti rinnovabili non programmabili è stata
sostenuta soprattutto da un sistema incentivante molto generoso, superiore alla media degli altri
paesi europei. Tale condizione ha comportato costi significativi per il sistema, incidendo per circa il
20% sulla bolletta elettrica italiana.
Figura 8 - Dettaglio bolletta elettrica II trimestre 2013 (Fonte dati AEEG)
In particolare, gli incentivi alle fonti rinnovabili, la cosiddetta componente A3 della bolletta elettrica,
incide sugli oneri generali di sistema per circa il 91% (cfr. Figura 8).
Gli oneri di trasmissione, inclusi nei costi di rete e misura, incidono, invece, per circa il 3% sul costo
della bolletta.
Altro elemento chiave della SEN per lo sviluppo delle energie rinnovabili è la loro integrazione con
il mercato e la rete, eliminando progressivamente tutti gli elementi di distorsione del mercato, di tipo
regolatorio e strutturale della rete stessa.
In tale contesto è fondamentale garantire adeguati e rapidi interventi, sia nella direzione di
regolamentare le prestazioni minime e i servizi che la generazione diffusa da fonte rinnovabile deve
poter garantire al sistema al fine di preservarne la sicurezza, sia di dotare già nel breve-medio
periodo la rete e il sistema delle infrastrutture, a livello nazionale nonché transfrontaliero,
indispensabili per un funzionamento innanzitutto sicuro ma anche efficiente del sistema elettrico nel
suo complesso.
13
3. La situazione degli impianti a fonte rinnovabile in Lombardia
e la rete elettrica di trasmissione e distribuzione
3.1 Dati statistici e stato della rete di trasmissione in Lombardia
3.1.1 Dati statistici regionali della Lombardia
La Lombardia, con i suoi 10 milioni di abitanti circa, rappresenta la prima Regione Italiana per
consistenza demografia. Gran parte della popolazione risiede nell’area metropolitana di Milano la
quale, in virtù di una popolazione di circa 4,4 milioni di abitanti4, costituisce la più grande area
urbana del Paese.
L’incidenza demografica della Lombardia si traduce in un significativo peso in termini di consumi
energetici. A tal proposito la Tabella 1 mostra i dati a consuntivo relativi alla richiesta di energia
elettrica per usi finali nelle province Lombarde nel 2011 e le previsioni al 2022 calcolate in accordo
con gli scenari di crescita stimati5.
Consumi di energia
elettrica per
provincia. [GWh]
Bergamo
Brescia
Como
Cremona
Lecco
Lodi
Mantova
Milano
Monza e
B.
Pavia
Sondrio
Varese
Lombardia
2011
8.103
12.607
2.894
4.083
2.225
1.106
3.783
17.086
2022
9.173
14.272
3.276
4.622
2.519
1.252
4.282
19.342
4.288
3.502
1.025
5.217
65.919
4.854
3.964
1.160
5.906
74.623
Tabella 1 – Variazione consumi di energia elettrica per
provincia [GWh]
Consuntivo 2011 – Previsione 2012 - 2022
Dai dati riportati si evince chiaramente come il carico elettrico della Regione Lombardia sia
particolarmente concentrato nelle province di Milano e Brescia. In particolare la provincia milanese
è risultata nel 2011 la prima d’Italia per consumo di elettricità. Consumi significativi sono altresì
riscontrabili nelle altre province, Bergamo e Varese in particolare. Per quanto concerne i dati
previsionali relativi all’anno orizzonte 2022, è atteso un robusto incremento dei consumi Regionali,
prossimo al 13% rispetto al 2011.
Nel 2011 l’energia richiesta6 nella Regione – Figura 9 – è risultata in aumento rispetto al 2010.
Inoltre, la Lombardia risulta essere una Regione fortemente deficitaria di energia, avendo maturato
Fonte: “Urbanismi 2011” – www.cityrailways.net
Tassi medi annui di crescita della domanda di energia elettrica in Italia Stimati: 0,6 % nel periodo 2012 – 2017, 1,90
% nel periodo 2017 – 2022. (Fonte: Prometeia - Scenari di previsione - Bologna, luglio 2012)
6
L’energia richiesta rappresenta la somma tra l’energia destinata ai consumi finali e quella dissipata in perdite di rete.
4
5
14
nel 2011 un deficit di 22,7 TWh. Tale deficit è sostenuto dagli alti consumi industriali, riconducibili
in particolare alle province di Milano, Bergamo e Brescia. Considerato tale sbilanciamento, sono
presenti fenomeni di trasporto elevato di energia dall’estero, mentre soltanto una piccola parte
dell’energia importata viene trasmessa verso le regioni confinanti.
Con riferimento all’aliquota di energia destinata ai diversi macrosettori di consumo, si registra una
ripartizione dominata dai settore industriale (52%) e terziario (28%), mentre una porzione di
fabbisogno assai più modesta è stata richiesta dal settore domestico (18%) e agricolo (1%).
Lombardia: bilancio energetico 2011
Lombardia: storico produzione/richiesta
IMPORT+PRODUZIONE
CONSUMI+EXPORT
Produzione:
Produzione
Energia Richiesta (GWh):
63.651
Produzione al netto dei pompaggi
Industria
66.148 66.597 67.020
68.770
Terziario
70.512
Domestico
Agricoltura
69.693
65.305
pompaggi 689 GWh
perdite 3.126 GWh
Altro
68.176 69.586
export regionale ;
1.046 GWh
import estero
23.771 GWh
trazioneFS 1%
agricoltura 1%
Deficit
22.725 GWh
domestico 18%
fotovoltaica 2,1%
Energia Richiesta
69.586 GWh
terziario 28%
idroelettrica 24%
Produzione Netta
47.549 GWh
termoelettrica 74%
industria 52%
consumi %
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
produzione %
2011
Figura 9 - Energia richiesta in Lombardia 2011 (GWh)
Sul fronte della capacità produttiva risulta significativo rimarcare che la Lombardia con quasi 1.800
MW di potenza installata su rete AT-MT-BT alla fine del 2012, risulta essere la seconda regione
Italiana, dopo la Puglia, per fotovoltaico installato. Nei prossimi anni è prevista l’entrata in servizio
di ulteriori impianti fotovoltaici che potranno portare la potenza installata ad un valore di circa
2.500 MW.
3.1.2 Stato della rete di trasmissione in Lombardia
Di seguito, in Tabella 2, viene esplicitata la consistenza totale per livelli di tensione della RTN della
Lombardia.
Consistenza RTN Lombardia
Km di terne 220 - 380 kV
3377
Km di terne V<220 kV
2992
N° stazioni elettriche AAT
73
Tabella 2 - Consistenza Rete di Trasmissione Nazionale al 31-12-2011 - fonte:”dati statistici Terna”
Negli ultimi anni il trend energetico della regione Lombardia, ha comportato un aumento dei transiti
di potenza provenienti dal Piemonte, evidenziando un vincolo di rete tra le due regioni. A ciò si
aggiungono, anche i transiti dalla frontiera Svizzera.
15
Le analisi sulla rete primaria di trasmissione della Lombardia mostrano alcune criticità che
potrebbero ridurre i margini di sicurezza della rete di trasporto Ovest/Est, interessata dai flussi di
potenza verso le aree del Triveneto potenzialmente previsti in aumento in scenari di lungo periodo.
Particolare attenzione, viene posta all’area della città di Milano e della città di Brescia dove si
concentrano gran parte dei consumi dell’intera regione. Sulla rete in esame si registrano problemi di
sovraccarico, ma anche di tensioni elevate nelle ore notturne a causa della presenza dei
collegamenti in cavo tipici di un contesto urbano. Queste ultime criticità risultano accentuate
dall’entrata in servizio dei numerosi impianti fotovoltaici presenti.
Sono già state previste una serie di attività al fine di ridurre i rischi derivanti dalle attuali criticità di
rete, per garantire la massima efficienza del sistema elettrico, in concomitanza dell’evento EXPO
2015 che interesserà la città.
Inoltre, nei periodi di alta idraulicità, emergono sovraccarichi degli elementi di rete 220 kV e
132 kV che, dalla Val Chiavenna e dalla media Valtellina, trasportano consistenti flussi di potenza
verso i centri di carico dell’area di Milano.
3.2 Caratteristiche della rete elettrica di distribuzione in Lombardia
Di seguito alcuni dati sulla consistenza della rete elettrica di distribuzione Lombarda ed Italiana:
Tabella 3 - Consistenza rete elettrica di distribuzione, Lombarda e Italiana
La rete Lombarda, sviluppata negli anni in relazione alle crescenti esigenze di potenza delle utenze,
è una rete molto estesa e ramificata, di alta consistenza, spesso tale da offrire varie possibilità di
controalimentazione e comunque tale da garantire un servizio elettrico affidabile, anche nelle realtà
con più alta densità di carico (es. centri urbani e industriali).
Tale rete presenta una forte cavizzazione, a ulteriore garanzia di continuità del servizio, sia per la
parte di bassa tensione (ormai cavizzata al 98%) sia per quella di media tensione (già oltre il 60%);
in Lombardia sono installate 295 cabine primarie (punti di trasformazione AT/MT, cioè di raccordo
tra la rete di trasmissione nazionale e la rete di distribuzione) e le punte massime complessive di
carico registrate nel periodo 2000-2011 variano tra 7.000 - 8.000 MW, verificatesi nei mesi di
dicembre e luglio (picco invernale storicamente presente e picco estivo, presente dalla diffusione di
impianti di condizionamento dell’aria).
Relativamente alla qualità del servizio elettrico, la rete lombarda rappresenta i migliori valori di
performance, soprattutto in relazione alle interruzioni di energia elettrica. L’Autorità per l’Energia
Elettrica e il Gas, attraverso la pubblicazione di Delibere, introduce ogni quattro anni meccanismi di
incentivazione e penalità verso i distributori, al fine di stimolare la riduzione delle interruzioni sulle
reti di distribuzione. Ogni anno, infatti, vengono definiti obiettivi di miglioramento per i distributori
sia per la durata delle interruzioni stesse, sia per il numero sia, in ultimo per la qualità della tensione
16
della fornitura. Questi stimoli hanno prodotto risultati positivi già dal 2000, in particolare in
Lombardia. Un ulteriore stimolo è rappresentato da tutte le puntuali segnalazioni inviate dagli utenti,
sempre più attenti ed esigenti, in particolare quelli lombardi.
Confrontando la Lombardia alle altre regioni d’Italia si vede che questa presenta i tempi più bassi di
gestione dei guasti, che si traducono nella riduzione dei tempi medi di interruzione per gli utenti
disalimentati.
In una rete come quella lombarda, caratterizzata da una forte componente di utenza industriale con
particolari esigenze di continuità, riuscire a contenere al minimo la durata delle interruzioni lunghe e
l’entità di quelle transitorie (buchi di tensione), rappresenta per l’utente finale una garanzia di
sicurezza e affidabilità, soprattutto per la gestione dei processi industriali e di tutte le attività il cui
funzionamento è strettamente legato all’energia elettrica.
3.3 Andamento connessioni attive sulla rete di distribuzione
Si illustrano di seguito alcuni dati che mostrano l’evoluzione e la consistenza delle connessioni di
impianti di generazione da fonti rinnovabili7 appartenenti alla rete di Enel Distribuzione, prima in
Italia e poi in Lombardia (Figura 10 e Figura 11).
435.000
Impianti
connessi
96% in BT
18.900
MWe
installati
76% in MT
Figura 10 – Progressivo impianti connessi alla rete di Enel Distribuzione Italiana MT e BT
Progressivo potenza [MW] al 31/12/2012
7
I dati riportati comprendono i soli impianti connessi sulla rete di Enel Distribuzione, con esclusione di quelli connessi alle
reti di altri Distributori Italiani e Lombardi e sono relativi a tutte le tipologie di fonte rinnovabile, ossia solare fotovoltaico,
eolico, idroelettrico, biogas, biomassa, bioliquidi e geotermico.
17
62.400
Impianti
connessi
95% in BT
2.770
MWe
installati
73% in MT
Figura 11 – Progressivo impianti connessi alla rete di Enel Distribuzione DTR Lombardia MT e BT
Progressivo potenza [MW] al 31/12/2012
A partire dal 2010 si è registrata una significativa crescita dei volumi delle connessioni attive
favorita da una progressiva presa di consapevolezza da parte degli utenti sull’entità degli incentivi
a supporto della diffusione di impianti a fonti rinnovabili, in particolare di impianti solari fotovoltaici.
La diffusione in termini di numero di impianti è preponderante sulla rete di bassa tensione (clienti
residenziali, piccola industria, terziario, ecc) mentre, per quanto riguarda la potenza installata, la
gran parte ricade sulla rete di media tensione, in relazione alla dimensione sensibilmente più
rilevante degli impianti (concentrazione della potenza).
Hanno inoltre influenzato e accelerato questo trend la progressiva riduzione del costo dei
componenti degli impianti e alcuni particolari interventi legislativi di ulteriore stimolo (es. D.L. “Salva
Alcoa”).
Più del 70% della potenza connessa alla rete di distribuzione Lombarda è sulla rete di media
tensione (a fronte di una consistenza di circa 3.250 impianti) mentre il rimanente 30 % è sulla bassa
tensione (per oltre 59.000 impianti). Si registra da un lato una consistente potenza installata sulla
rete MT che può anche arrivare a condizionare il funzionamento e la stabilità della rete di
trasmissione nazionale in alta tensione e dall’altro una capillare diffusione di impianti di piccola
taglia (< 100 kW) a servizio di utenze residenziali, piccole industrie e attività agricole.
Negli ultimi anni, in modo diffuso in tutta Italia, si è inoltre assistito alla prenotazione di una
potenza richiesta dagli utenti produttori sensibilmente maggiore di quella poi effettivamente
connessa. Il gap tra richiesto e connesso spesso nascondeva fenomeni speculativi di prenotazione
impropria di potenza che hanno costretto l’AEEG ad intervenire per limitare la “saturazione
virtuale della rete elettrica”, con forme di sovra-prenotazione di quote di potenza in rete, tali da
frenare lo sviluppo di altre richieste.
18
3.4 Impatto dei produttori: principali criticità ed esigenze di sviluppo della rete
elettrica di distribuzione
Per quanto riguarda in particolare la rete di distribuzione, la connessione di potenze di produzione
sempre più consistenti e soprattutto diffuse ovunque, ha indotto via via a rivedere le logiche di
esercizio della rete stessa, facendo sorgere esigenze sempre maggiori di controllo dei carichi e dei
flussi di energia. Per la rete di media tensione, che presenta già un significativo grado di
automazione, il controllo dei parametri di rete è già oggi costantemente attuato in remoto attraverso
opportuni Centri di Controllo. Per la rete di distribuzione in bassa tensione, oltre alle
sperimentazioni in atto di nuove tecnologie di automazione, si sta contemplando la comunicazione
tra i sistemi del distributore e i dispositivi degli utenti produttori: tali iniziative vanno nella direzione
di puntare a una gestione della rete elettrica tale da garantire livelli di sicurezza e qualità di servizio
sempre maggiori, con la partecipazione anche degli utenti attivi alla regolazione della rete.
Poiché lo stato della rete elettrica è variabile, in relazione alle quantità di impianti connessi alla
stessa, la vigente normativa AEEG prevede, da parte dei gestori di rete, la pubblicazione di
informative periodiche contenenti indicazioni sulla disponibilità della rete per le nuove connessioni;
le aree territoriali vengono classificate per livelli di criticità elettrica. Un utente interessato alla
realizzazione di un impianto di produzione può pertanto preventivamente conoscere lo stato di
disponibilità della rete a cui verrà connesso, potendo quindi valutare se intraprendere l’iniziativa e
quali potranno essere i tempi di realizzazione della connessione.
Con riferimento alla propria rete di media e
bassa tensione, Enel Distribuzione indica
con i colori bianco, giallo, arancione e
rosso aree di criticità crescente per Comuni
e Provincie (Figura 12).
In Lombardia non vi sono aree critiche; vi
sono aree pre-critiche (nelle Provincie di
Cremona, Lodi, Mantova e Pavia) dove
potrebbero presentarsi in futuro problemi di
saturazione della rete elettrica in relazione
a possibili evoluzioni delle richieste di
connessione; l’insorgere di condizioni di
criticità potrebbe di conseguenza creare
allungamento dei tempi di connessione, per
consentire la realizzazione degli interventi
di potenziamento della rete necessari,
realizzati a cura del distributore.
Figura 12 – aree di criticità in Italia
fonte Enel Distribuzione)
19
4. Lo sviluppo della generazione diffusa attraverso la
cogenerazione e il recupero di calore: opportunità per
l’industria e il territorio
4.1 L’efficienza energetica, la cogenerazione e le politiche energetiche e ambientali
Ridurre il consumo di energia e prevenirne gli sprechi sono un obiettivo prioritario dell'Unione
Europea. Favorendo l'efficienza energetica si migliora la competitività delle imprese, la sicurezza
degli approvvigionamenti energetici e il rispetto degli impegni assunti nel quadro del protocollo di
Kyoto sui cambiamenti climatici.
Le possibilità di riduzione esistenti sono notevoli, in particolare nei settori ad elevato consumo di
energia, quali il settore dell'edilizia, dell’ industria manifatturiera, di quella meccanica e nel settore
dei trasporti. Alla fine del 2006 l'UE si è impegnata a ridurre del 20% il consumo annuo di energia
primaria entro il 2020.
In questo contesto, la Commissione Europea ha più volte riconosciuto che la produzione combinata
di energia e calore è uno strumento fondamentale per perseguire la strategia di politica energetica e
ambientale del “20-20-20” : “l'uso efficiente dell'energia di cogenerazione può contribuire alla
sicurezza dell'approvvigionamento energetico e alla competitività dell'Unione europea e dei suoi
Stati membri. È pertanto necessario adottare misure che consentano di sfruttare meglio questo
potenziale nel quadro del mercato interno dell'energia” (Rif. Parlamento Europeo - Documento
Legislativo consolidato 18/12/03). E’ grazie all’alta efficienza degli impianti e al recupero del
calore utilizzato per la produzione di energia elettrica che si genera un risparmio di combustibile e,
quindi, una riduzione di emissioni di CO2.
La generazione diffusa attraverso la cogenerazione permette nel contempo di: i) massimizzare
l’efficienza nell’utilizzo di una fonte convenzionale come il gas naturale ii) sfruttare le risorse offerte
dal territorio (nel caso di cogenerazione alimentata da biocombustibili) iii) integrarsi con il ciclo
produttivo manifatturiero, utilizzando scarti e sottoprodotti.
In primo luogo la cogenerazione consente un utilizzo molto più efficiente dell’energia primaria,
soprattutto da fonte convenzionale, attraverso la produzione di energia termica. Consente così di
raggiungere rendimenti complessivi fra il 75-80%, con la possibilità di raggiungere anche il 90% in
alcune soluzioni impiantistiche (utilizzo dei cascami termici). In secondo luogo permette di realizzare
delle sinergie con le risorse offerte dal territorio e dalle realtà produttive locali.
Inoltre, poiché la produzione di energia elettrica in cogenerazione è sì legata al fabbisogno di
calore ma risulta comunque parzialmente programmabile, per impianti di potenza significativa, può
contribuire ad una riduzione del carico sopportato dalla rete nazionale di trasporto e quindi delle
congestioni e delle perdite.
A fronte di questa serie di vantaggi di sistema ed esternalità è importante infine sottolineare che, dal
lato dei costi, lo sviluppo della cogenerazione rappresenta comunque una strategia di politica
energetica sostenibile anche da un punto di vista dell’onere per il sistema.
20
4.2 Il meccanismo dei certificati bianchi
I Certificati Bianchi sono titoli che vengono emessi per certificare i risparmi energetici conseguiti
tramite la realizzazione di interventi di miglioramento dell’efficienza energetica; ogni singolo titolo
corrisponde al risparmio di una tonnellata di petrolio equivalente (tep), pari a ca. 5,3 MWh elettrici
e ca. 1.200 Nm3 di gas naturale.
I soggetti abilitati a richiedere TEE sono i distributori di energia elettrica e gas con più di 50.000
clienti (“soggetti obbligati”), società “energivore” obbligate alla nomina di un Energy Manager,
soggetti industriali con consumi > 10.000 tep/anno, altri soggetti (terziario e pubblica
amministrazione) con consumi > 1.000 tep/anno ed ESCo (Energy Service Company). Un titolo ha
un valore che varia tra i 90 e 100 €/tep, valori stabiliti dal mercato dei titoli stessi; questo mercato
è costituito dai soggetti che ottengono i titoli a seguito di interventi di efficienza e li rendono
disponibili per la vendita e dai soggetti obbligati all’acquisto, sopra definiti.
4.3 Alcuni interventi che consentono risparmio energetico
Di seguito una rassegna dei principali interventi di efficienza energetica realizzabili:
Rifasamento elettrico – installazione motori elettrici a basse perdite - sistemi per l’illuminazione di
nuova concezione - installazione di apparecchiature a basso consumo in stand-by - interventi per
l’uso di fonti o vettori più appropriati dell’energia elettrica (es: sostituzione scaldabagni elettrici) –
recupero termico per processi - interventi per la riduzione della domanda di energia elettrica per il
condizionamento - elettrodomestici ad elevata efficienza - climatizzazione ambienti e recuperi di
calore in edifici climatizzati con l’uso di fonti energetiche non rinnovabili – installazione vetri doppi,
collettori solari termici, pompe di calore – interventi di isolamento termico degli edifici, ecc.
4.4 L’esempio della cogenerazione come intervento di efficienza energetica
Normalmente un’azienda che ha necessità di energia elettrica e calore per i propri processi
produttivi, acquisisce queste due fonti di energia separatamente; la prima attraverso il
distributore/venditore attraverso la propria fornitura di energia elettrica, la seconda con l’utilizzo di
combustibili fossili da utilizzare in caldaie (gas naturale, gasolio, ecc.). In questa tipologia di utenza
ricadono numerosissime attività di svariate dimensioni: industria della carta, alimentare, chimica,
ospedali, piscine e centri sportivi, serre, alberghi, attività di produzione agricola e zootecnica, centri
commerciali, ecc.
Se applicata nei casi in cui consente un effettivo recupero dell’energia termica prodotta ed un
utilizzo dell’energia elettrica, la cogenerazione consente generalmente una riduzione dei consumi di
energia primaria, rispetto alla condizione di approvvigionamento separato di energia elettrica e
combustibile per la generazione di calore.
Nel contempo, è possibile conseguire notevoli risparmi economici nei costi di gestione energetica di
un sito, che consentono di recuperare i costi di investimento dell’impianto.
Questa circostanza permette numerosi benefici: produzione in loco di energia a prezzi inferiori a
quelli di acquisto in rete, riduzione delle perdite di energia sulla rete elettrica, possibilità di
immettere sulla rete di distribuzione l’energia eventualmente eccedente rispetto al proprio
autoconsumo (remunerata ed incentivata come “assimilata a produzione da fonti energetiche
21
rinnovabili”) e produzione di calore ad alto rendimento con flessibilità di utilizzo (utilizzo nei
processi, teleriscaldamento, generazione successiva di energia frigorifera, ecc.).
Se supera certi livelli di efficienza, determinati in particolare dalla quantità di calore utile prodotto,
una macchina per produzione combinata di energia elettrica e termica ha diritto ad una serie di
benefici e forme di supporto che, in maniera più o meno marcata, incidono sull’investimento iniziale
e contribuiscono alla fattibilità economica o meno dell’installazione presso un’utenza. Tali benefici
saranno presentati più avanti nel dettaglio riguardante il quadro regolatorio e riguardano per lo più
l’accesso ai titoli di efficienza energetica TEE (c.d “certificati bianchi”), ai vantaggi di fiscalità di
parte del combustibile (per la cogenerazione che utilizza il gas naturale come combustibile), agli
incentivi veri e propri per la produzione elettrica nel caso l’impianto sia alimentato da
biocombusibili.
4.5 L’applicazione della cogenerazione nei diversi settori di utilizzo
Le applicazioni della cogenerazione spaziano, in termini di taglia di impianto, dal singolo kilowatt
del campo domestico fino alle decine di megawatt delle centrali termoelettriche a ciclo combinato,
passando attraverso decine di soluzioni a potenza intermedia per realtà industriali, artigianali,
ospedaliere e residenziali.
L’industria è stata per tradizione tra le prime ad applicare in modo diffuso la cogenerazione
soprattutto qualora il processo produttivo richieda consistenti apporti energetici, sia termici che
elettrici.
Nei casi in cui vi sia un processo lavorativo continuo e con consumi termici ed elettrici generalmente
molto regolari e contemporanei, esiste una forte compatibilità tra il ciclo tecnologico e l’inserimento
di un impianto di cogenerazione.
Nell’industria si fa uso prevalentemente di energia termica sotto forma di vapore o acqua
surriscaldata e pertanto il sistema di cogenerazione deve essere progettato tenendo conto
dell’obiettivo di sostituire il preesistente impianto di produzione del calore, da utilizzarsi per la
copertura dei picchi di domanda o, al più, come unità di emergenza per eventuali disservizi
dell’impianto di cogenerazione.
Oltre alle turbine a vapore è più diffuso l’uso di turbine a gas, sia nella configurazione a ciclo
semplice che abbinate alle turbine a vapore (ciclo combinato). Il vapore necessario al processo
viene prodotto recuperando il calore contenuto nei fumi. Infatti i gas di scarico che fuoriescono dalla
turbina, dato l’elevato contenuto energetico, si prestano per alimentare una caldaia a recupero e
inoltre possono essere impiegati come comburente per incrementare la produzione di vapore in una
eventuale post-combustione.
Utilizzando direttamente i fumi in uscita dall’impianto di cogenerazione, a parità di portata e
temperatura dell’aria e quindi del calore necessario all’essiccamento, è possibile sostituire l’apporto
del bruciatore tradizionale nei processi industriali che lo richiedono.
Le considerazioni sopra riportate sono valide anche nel caso di cogenerazione con motori a
combustione interna, ricordando però le limitazioni relative al calore di scarto.
I principali settori di applicazione industriale sono:
22
•
•
•
•
•
Cartario: è stato per tradizione tra i primi ad applicare in modo diffuso la cogenerazione,
in quanto il processo produttivo della carta richiede consistenti apporti energetici, sia elettrici
che termici (energia termica sotto forma di vapore). Oltre alle turbine a vapore è diffuso l’uso
di turbine a gas, sia nella configurazione a ciclo semplice che abbinate alle esistenti turbine
a vapore (ciclo combinato);
Ceramico – laterizi: utilizzando direttamente i fumi in uscita dall’impianto di
cogenerazione, a parità di portata e temperatura dell’aria e quindi del calore necessario
all’essiccamento, è possibile sostituire l’apporto del bruciatore tradizionale;
Chimico – farmaceutico: viene ad esempio utilizzato il calore ad alta e bassa
temperatura rispettivamente per i processi di produzione e confezionamento (es. sotto forma
di compresse e capsule) dei farmaci e per il condizionamento degli ambienti;
Alimentare: il calore può essere utilizzato nelle parti di processo che non prevedono
l’utilizzo della fiamma diretta (ad es. nel ciclo tecnologico della pasta viene utilizzato nella
fase di essiccamento);
Tessile: l’energia termica viene utilizzata, a seconda della temperatura di processo e del
profilo di carico dei consumi di stabilimento, per i lavaggi delle fibre, la colorazione e
l’asciugatura del prodotto;
I principali settori di applicazione residenziale e terziario sono:
•
•
•
•
•
Ospedali: tra i primi ad applicare in modo diffuso la cogenerazione nel terziario, in
quanto di norma essa richiede apporti energetici, sia elettrici che termici (energia termica
sotto forma di vapore ma anche frigorifera) costanti e contemporanei. E’ diffuso l’utilizzo di
motori a combustione interna;
Alberghi: in generale possono essere interessati alla cogenerazione per la disponibilità di
un minimo di capacità di generazione di elettricità autonoma in caso di black-out, mentre
dal punto di vista economico la redditività dell’investimento ha senso con fattori di carico
elevati e si presta poco alle utenze stagionali;
Il settore terziario (centri commerciali, palazzi uffici, centri sportivi, ecc.):
rappresenta per la cogenerazione un interessante mercato in sviluppo. Purtroppo come
spesso accade la potenzialità del mercato è raffreddata da rigidità e complicazioni
normative che spesso scoraggiano i clienti finali anche a fronte di significativi risparmi;
Il teleriscaldamento e la cogenerazione: attraverso la cogenerazione il
teleriscaldamento sviluppa pienamente i suoi vantaggi energetici: un sistema combinato che
produce contemporaneamente elettricità e calore. Attraverso questa tecnologia la centrale di
teleriscaldamento produce energia elettrica e recupera allo stesso tempo l’energia termica
che si genera durante il processo termodinamico, energia che, nelle centrali elettriche
convenzionali, viene dispersa nell’atmosfera. La produzione combinata di energia elettrica e
termica consente quindi un minor consumo di combustibile, ottimizzando lo sfruttamento
delle risorse immesse;
Unità mono famigliari: i primi esemplari di microcogeneratori comparvero in Europa (e
anche in Italia) verso la fine degli anni Settanta, a seguito della seconda crisi petrolifera; essi
erano rappresentati in larga parte da motori alternativi a combustione interna alimentati a
gas naturale. Allo stato attuale sono poche le installazioni di microcogeneratori in Italia, sia
per il complesso iter autorizzativo sia per le barriere di carattere normativo che ne
impediscono la diffusione, ma anche per l’elevato costo di impianto. Lo sviluppo della
microcogenerazione in Italia si basa su un potenziale elevatissimo di possibili applicazioni,
specie nel settore civile. Basti considerare i 13 milioni di edifici per 27 milioni di abitazioni
che rappresentano un terreno fertile per sfruttare una grande opportunità di sviluppo.
23
4.6 Lo studio di fattibilità tecnico-economica per una corretta applicazione della
cogenerazione e la verifica delle prestazioni a seguito della realizzazione
La valutazione di fattibilità è di fondamentale importanza se si vuole ottimizzare il recupero termico
e l’efficienza globale del sistema e si basa su una serie di aspetti della utenza in esame, oltre a
quelli precedentemente esposti, quali:
•
•
•
•
•
•
profili orari di consumo elettrico e termico;
continuità della richiesta di energia;
spazi disponibili;
limiti ambientali per quanto riguarda le emissioni in atmosfera ed il rumore prodotto;
necessità di produzione centralizzata del calore;
eventuali modifiche alla rete di distribuzione del calore.
Le fasi principali nelle quali si articola un accurato studio di fattibilità sono:
•
•
•
Analisi energetica: valutazione degli assorbimenti elettrici e termici e dei relativi profili di
carico delle utenze;
Scelta del gruppo di cogenerazione più adatto e delle modalità di gestione:
dopo aver eseguito la verifica del rapporto tra consumi termici ed elettrici, delle condizioni
di installazione e dei vincoli ambientali, si procede all’individuazione della taglia e del
livello termico dell’energia recuperata;
Valutazione economica: si considera una serie di aspetti come i costi energetici di
gestione, costi annui di manutenzione, investimenti, risparmio annuo, agevolazioni e
certificati bianchi.
4.7 Esempi di utilizzo della cogenerazione in alcuni casi settoriali
In questa sede sono stati riportati alcuni esempi reali di particolare rilevanza, riferiti essenzialmente
al settore industriale. Tuttavia applicazioni della cogenerazione in ospedali, grande distribuzione,
insediamenti residenziali, ecc. possono analogamente essere presi in considerazione.
Case study 1 – Studio di fattibilità per un impianto di cogenerazione.
Un’industria del settore alimentare, con consumi annui di gas naturale pari a circa 2,3 milioni di
m3, utilizzati per la produzione di vapore e acqua calda per le lavorazioni sul prodotto e con un
fabbisogno elettrico di circa 30.000 MWh/anno desidera valutare I'opportunità di installare un
impianto di cogenerazione. L’obiettivo dell’installazione è che tale impianto renda disponibile la
potenza elettrica necessaria allo stabilimento nelle ore di maggior consumo, producendo nel
contempo vapore e parte dell’acqua calda utilizzata nel processo produttivo e ottenendo quindi un
consistente risparmio energetico.
Dall'analisi dettagliata delle esigenze energetiche dell’industria, si individua quale migliore
soluzione l'installazione di due motori alternativi a gas da 1.400 kW elettrici ciascuno. La
produzione di energia elettrica può arrivare a circa 20.000 MWh/anno ed il recupero termico a
circa 18.000 MWh.
24
Lo studio di fattibilità evidenzia un beneficio per il Cliente quantificabile in una riduzione di
800.000 € dei costi energetici annuali a fronte di un investimento ammortizzabile in poco più di 3
anni.
Case study 2 – Studio di fattibilità per un impianto di cogenerazione.
Un’industria del settore della trasformazione dei prodotti agricoli, con consumi annui di gas naturale
pari a circa 1 milione di m3, utilizzati per l’essiccazione del prodotto e con fabbisogno elettrico di
circa 9 MWh anno, desidera valutare I'opportunità di installare un impianto di cogenerazione che
consenta di ottenere un consistente risparmio energetico ed economico.
Il sistema di cogenerazione proposto in base all’analisi dei fabbisogni elettrici e termici si basa su
un motore a combustione interna da 840 kW elettrici, alimentato a gas naturale, il cui sistema di
recupero consente di preriscaldare l’aria da inviare agli essiccatoi.
L’applicazione della cogenerazione al suddetto impianto è favorita dal fatto che il ciclo produttivo
dello stabilimento si svolge a ciclo continuo per 5 giorni la settimana per tutto l’anno con una
costante richiesta di energia termica ed elettrica. Altro fattore positivo è l’elevato rendimento
energetico conseguibile nel caso di recupero termico per il processo di essiccazione.
L’esercizio dell’impianto di cogenerazione consentirebbe di ottenere un risparmio di energia
primaria di circa il 18% con un rendimento globale (elettrico + termico) che raggiunge il 75%. Si
calcola che il risparmio dei costi energetici annuo sia pari a circa 300.000 €, consentendo un
ammortamento dell’impianto stimato in circa 3 anni.
L’impianto raggiunge un indice di risparmio energetico (indice PES - Primary Energy Saving) pari al
18% con la possibilità di accedere al meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica (stimati in circa
400 titoli all’anno per 10 anni).
Case study 3 – Analisi di un impianto di cogenerazione esistente
Un’industria del settore chimico ha installato un impianto di cogenerazione costituito da due motori
a combustione interna della potenza elettrica di 1.600 kW ciascuno con contemporanea
produzione di acqua calda per usi tecnologici dal recupero di calore dai gas di scarico e dal
raffreddamento motori. L’impianto è completato con un gruppo ad assorbimento per la produzione
di acqua refrigerata tramite il calore recuperato.
L’impianto permette di conseguire un significativo risparmio energetico rispetto alla situazione senza
cogenerazione in cui l’energia viene acquistata dalla rete ed il fluido vettore prodotto con generatori
tradizionali e, nel contempo, un elevato risparmio economico.
Su base annua l’impianto produce circa 20.000 MWh elettrici, interamente utilizzati in stabilimento,
e vengono recuperati circa 14.000 MWh termici per gli usi di stabilimento. L’impianto raggiunge un
rendimento energetico di primo principio pari al 70% ed un risparmio di energia primaria pari al
16%.
Come previsto dall’attuale normativa in materia di CAR (Cogenerazione ad Alto Rendimento Decreto Ministero Sviluppo Economico 5 settembre 2011), l’impianto può accedere ai titoli di
efficienza energetica, il che consente di ottenere un beneficio in termini economici che si va ad
25
aggiungere al risparmio gestionale. Si può stimare per questo caso che annualmente siano ottenibili
circa 1.600 Titoli di Efficienza Energetica.
4.8 Vantaggi e limiti dell’attuale quadro regolatorio
Poiché la generazione diffusa è caratterizzata da impianti di piccola taglia e dedicati
prevalentemente all’autoconsumo, ciò ha comportato la necessità di un quadro regolatorio
semplificato per quel che riguarda in particolare le modalità di connessione alla rete, la cessione
dell’energia prodotta e non auto-consumata e le procedure autorizzative legate alla costruzione ed
esercizio degli impianti.
Per quel che riguarda il primo aspetto, il D.Lgs. 20/07 prevedeva regole di connessione specifiche
per la cogenerazione ad alto rendimento e, su parere del Ministero dello sviluppo economico,
condizioni particolarmente agevoli per l'accesso alla rete dell'elettricità da cogenerazione ad alto
rendimento prodotta da unità di piccola o micro-cogenerazione. Tuttavia l’AEEG, nel Testo integrato
delle connessioni attive, non ha previsto misure ad hoc per la piccola e micro-cogenerazione, ma ha
riconosciuto la priorità di accesso e condizioni economiche agevolate per tutti gli impianti che
soddisfino i criteri della cogenerazione ad alto rendimento e agli impianti da fonte rinnovabili, con
una distinzione fra impianti connessi in media e bassa tensione e impianti connessi in alta e
altissima tensione.
La cessione dell’energia non consumata prevede due meccanismi di semplificazione:
−
−
il cosiddetto scambio sul posto, esteso dal D.Lgs. 20/07 agli impianti di cogenerazione con
potenza inferiore ai 200 kW. Il meccanismo consente al produttore, attraverso un contratto
sottoscritto direttamente con il GSE, il ritiro dell’energia immessa da parte del GSE e la
restituzione di una parte degli oneri e componenti tariffarie pagate dal produttore per
l’energia prelevata;
il regime del ritiro dedicato, per gli impianti di cogenerazione con potenza inferiore ai 10
MVA che consente di cedere direttamente l’energia non auto-consumata al GSE il quale
svolge il ruolo di utente del dispacciamento per i punti connessi all’impianto e, in generale,
di interfaccia verso il sistema elettrico.
Nell’ambito delle procedure autorizzative, la legge 239/04, come modificata dal D.Lgs. 20/07,
prevede procedure autorizzative semplificate per gli impianti di piccola e micro cogenerazione.
Per quanto riguarda gli aspetti economici, ad oggi i progetti di recupero di calore legati alla
cogenerazione hanno potuto in alcuni casi beneficiare del sistema dei certificati bianchi, già
descritto in precedenza. L’accesso a tale beneficio prevede comunque una procedura abbastanza
complessa che passa attraverso l’approvazione di un progetto di misura del risparmio da parte
dell’Autorità. Inoltre, solo di recente sono stati introdotti dei correttivi nelle Linee Guida dell’AEEG,
che premettono di legare la dimensione del corrispettivo alla vita utile dell’investimento.
Per quanto riguarda la cogenerazione da biomasse, la stessa ha finora goduto del riconoscimento
di certificati verdi per l’energia elettrica immessa in rete. Gli incentivi sono stati rivisti con la riforma
introdotta dal D.Lgs. 28/11 che ha previsto il superamento del sistema dei certificati verdi e, per gli
impianti entrati in esercizio a partire dal 31.12.2012, l’introduzione di una tariffa amministrata
diversificata per taglia di impianto (per gli impianti superiori ai 5 MW l’accesso all’incentivo
avviene attraverso un sistema di aste al ribasso partendo dalla tariffa base) .
26
Di recente, con il DM 5 settembre 2011, è stato introdotto un sistema di incentivi dedicato alla
cogenerazione che prevede il riconoscimento di certificati bianchi da parte del GSE agli impianti
sulla base dei criteri della cogenerazione ad alto rendimento. Il numero dei certificati bianchi
assegnati per ciascun impianto è funzione del risparmio di energia primaria garantito dalla
produzione combinata di energia e calore.
Un elemento fondamentale per il sostegno dei piccoli impianti di produzione distribuita da
cogenerazione e per il loro sviluppo futuro è costituito dall’evoluzione della disciplina dei “sistemi
efficienti di utenza” (c.d. SEU) introdotti dal D.Lgs. 115/08, la norma con cui l’Italia ha recepito la
Direttiva europea sull’efficienza energetica 2006/32/CE.
Il provvedimento legislativo ha definito i sistemi efficienti di utenza come quegli impianti di
produzione di energia elettrica, con potenza nominale non superiore a 20 MWe e
complessivamente installata sullo stesso sito, alimentati da fonti rinnovabili ovvero in assetto
cogenerativo ad alto rendimento, anche nella titolarità di un soggetto diverso dal cliente finale, tra
loro connessi per il tramite di un collegamento privato all'impianto per il consumo di un solo cliente
finale e realizzati all'interno dell'area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente.
Se l’introduzione della disciplina dei SEU può dare impulso allo sviluppo degli impianti di
cogenerazione, tuttavia tale sviluppo del settore è stato finora condizionato da un quadro
regolatorio ancora incerto che lascia in sospeso la definizione di alcuni aspetti applicativi del
sistema dei SEU e che si trova tutt’ora in fase di definizione.
27
5. Evoluzione del rapporto fra aziende energetiche e consumatori
nell’ambito dello sviluppo della generazione diffusa
5.1 Modelli economici applicabili alle smart grid
Caratteristica essenziale delle reti elettriche intelligenti sarà la comunicazione bidirezionale tra le
utility e i clienti finali attivi (detti prosumers, produttori-consumatori), sfruttando sia l’infrastruttura dei
contatori elettronici sia ulteriori infrastrutture di comunicazione (pubbliche o, in subordine, private).
L’invio ai prosumers di informazioni precise e tempestive sui rispettivi consumi permetterà loro di
prendere decisioni consapevoli, anche sulla base di incentivazioni economiche, al fine di
partecipare attivamente a garantire la stabilità al sistema.
Per massimizzare la partecipazione al mercato dei clienti attivi si renderanno disponibili nuove
figure, partner energetici, che permetteranno a tutti i clienti, anche semplici consumatori domestici,
di “aggregare” capacità di modulazione attraverso nuovi attori (chiamati appunto “Aggregatori” di
domanda ed offerta) e di renderla disponibile al sistema in maniera concorrenziale con i grandi
attori del sistema.
Gli aggregatori saranno di supporto e guida per i clienti attivi; da un lato offriranno al sistema
capacità di modulazione, dall’altro promuoveranno una gestione ottima dell’energia a livello di
cliente attivo (prosumer). I sistemi di gestione dell’energia in uso da diversi anni potranno essere
finalmente utilizzati per promuovere la nascita di sinergie tra le esigenze di chi deve gestire la rete,
chi vende il servizio di fornitura e chi usufruisce di tale servizio.
In questa visione l’utenza finale diviene anch’essa un “nodo intelligente”, in grado di offrire servizi
per incrementare la sicurezza e la disponibilità del sistema elettrico nel suo complesso. I sistemi
domotici potranno quindi essere arricchiti con nuove funzioni in grado di utilizzare al meglio i
“segnali di prezzo” (prezzi dell’energia elettrica anche variabili) e “segnali di sistema” (set-point per
i generatori) provenienti dai vari “stakeholders” delle Smart Grid (in particolare il DSO). Potranno,
quindi, offrire funzioni per supportare il cliente attivo nel cambiamento delle proprie abitudini e nello
stesso tempo ottimizzare l’uso delle fonti energetiche in ambiente residenziale o industriale,
garantendo il soddisfacimento delle preferenze stabilite dal cliente stesso89.
L’Aggregatore è visto come un ente intermediario in grado di raggruppare e coordinare le risorse
distribuite di energia (generazione, carichi, accumuli), offrendo servizi energetici ai diversi
partecipanti del sistema elettrico che vogliono utilizzarne mediante opportuna remunerazione. In
altri termini, l’aggregatore è un soggetto che acquista “servizi di sistema” (riduzione del carico,
variazione della potenza attiva immessa in rete dai generatori/accumuli, ecc.) dalla clientela diffusa
per venderli al Gestore del Sistema di Trasmissione (TSO) o al Distributore (DSO), garantendo ai
propri “clienti” (TSO e DSO) che i servizi offerti dai suoi fornitori (clienti diffusi) siano disponibili
quando sono necessari (vedi Figura 13).
8
G.Mauri, D.Moneta, P. Gramatica, 2008, “Automation system to support smart energy behaviour of small customers”,
SmartGrids for Distribution - CIRED, Frankfurt, 23 - 24 June 2008, paper 0058.
9
G. Mauri, R.Meda, D.Moneta, P. Gramatica, 2007, “Verification & Validation Environment for automation functions
supporting Demand-side initiatives”, Proceedings 19th Int. Conference on Electricity Distribution - CIRED , Wien, 21-24
May 2007, 530.
28
Figura 13 - Come opera l’Aggregatore.
Tra i diversi servizi energetici offerti dall’Aggregatore, si possono elencare: il controllo della
frequenza, il controllo della tensione, la riduzione dello sbilanciamento di carico, la fornitura di
energia su mercati organizzati (mercato all’ingrosso, mercato di servizi ancillari), la riduzione dei
picchi di carico (load shaving) e riserva di potenza. Diversamente dalle ESCo (Energy Service
Company), già diffuse in un contesto di rete “tradizionale” con la missione di aumentare l’efficienza
del cliente finale , l’Aggregatore fornisce un canale di comunicazione tra gli utenti finali e gli altri
attori del sistema elettrico. Questo non solo consente di aumentare l’efficienza energetica (come le
ESCo), ma introduce la possibilità di controllare il comportamento verso la rete dei clienti finali, che
diventano così un nodo attivo. In questo senso, il concetto di Aggregatore è del tutto nuovo e
intrinsecamente correlato alla rete attiva. La connessione stretta tra Aggregatore e Smart Grid è
legata ai servizi che l’Aggregatore può offrire, servizi utili soprattutto in una rete attiva, e alle
necessità di scambio informativo di cui l’Aggregatore ha necessità e che solo una Smart Grid può
offrire.
5.2 L’affidamento a terzi dei servizi energetici relativi alla realizzazione e gestione
degli impianti di generazione distribuita
Numerose opportunità di risparmio energetico vengono tralasciate perché troppo onerose da
finanziare, oppure perché considerate non essenziali. Ad esempio, a un Comune possono mancare
i fondi necessari per investimenti in efficienza energetica e impianti a fonti rinnovabili o invece
un'azienda può considerare quello energetico un tema marginale rispetto alla propria attività
principale. Ciò è vero in particolare per tutti gli investimenti in efficienza energetica tra i quali vi è
anche la cogenerazione.
In tali situazioni assume rilievo la possibilità di intervento di società di servizi energetici che
assumono a proprio carico la realizzazione e gestione dell’impianto, ripagandosi generalmente con
parte dei risparmi conseguiti.
29
Si conseguono così i seguenti vantaggi:
•
•
•
•
•
•
•
•
Concentrazione del cliente sul proprio “core business”;
razionalizzazione del personale interno;
garanzia del mantenimento dello standard del servizio;
snellimento degli iter procedurali: alta velocità d’azione;
adeguamento continuo ai mutamenti tecnologici;
maggiore flessibilità rispetto alla struttura interna;
certezza contrattuale dei tempi d’intervento e del grado di risoluzione dei problemi;
costi certi con andamenti prevedibili su base pluriennale
5.3 La figura dell’Energy Manager
In ambito industriale è stata introdotta la figura dell’“energy manager” attraverso la Legge n.
10/91; questa stabilisce che i soggetti caratterizzati da rilevanti consumi energetici (precisamente:
10.000 tep per il settore industriale, 1.000 tep per gli altri settori come terziario e pubblica
amministrazione), hanno l’obbligo di nominare il “tecnico responsabile per la conservazione e l’uso
razionale dell’energia”.
L'incarico di questo soggetto consiste nella raccolta e nell'analisi dei dati sui consumi energetici e
nella promozione dell'uso efficiente dell'energia nella propria struttura/sito produttivo; può essere
svolto sia da un dipendente, sia da un consulente esterno; deve programmare la gestione
dell’energia, redigere il piano degli investimenti a seguito dell’individuazione degli obiettivi specifici
di risparmio energetico, monitorare la realizzazione operativa degli interventi di efficienza e
redigere un piano di contabilizzazione dell’energia, in grado di controllare tutte le possibilità di
risparmio. Si tratta quindi di un esperto dell’energia che viene nominato per obbligo dai soggetti
con maggiori consumi, ma può rappresentare una figura utile a tutte le aziende interessate ad
effettuare interventi di risparmio energetico.
30
6. Smart Grid: la necessità di una rete evolutiva, sicura, a favore
del cliente finale
6.1 L’evoluzione della rete elettrica: l’innovazione e i progetti smart grid
6.1.1 Smart Grid
I fattori che hanno influenzato maggiormente il passaggio delle modalità di gestione delle reti
elettriche da reti passive tradizionali a reti moderne evolute più dinamiche, sono rappresentati dalla
rapida e consistente diffusione della generazione diffusa e dalla necessità di contenere i consumi di
energia elettrica sia attraverso interventi di efficienza energetica, sia sensibilizzando e informando
gli utenti sui propri consumi di energia, con l’utilizzo delle tecnologie disponibili (in particolare
attraverso il contatore elettronico).
La consistente e distribuita penetrazione di impianti di produzione di ogni potenza nel sistema
elettrico, in particolare nelle reti di distribuzione in media e bassa tensione, impone una riflessione
sulle modalità di gestione e di automazione finora adottate, poiché sono connessi alla rete numerosi
impianti, di diverse fonti rinnovabili (aspetto che comporta differenze nel funzionamento e quindi
nell’impatto sulla rete stessa) e con una diffusione su tutta la rete.
Sulla rete di trasmissione invece sono presenti impianti di grandi potenze ma in numero
sensibilmente ridotto, proprio per la concentrazione di alte potenze in un unico sito. Per questa
principale motivazione le Smart Grid implementabili sulle reti di distribuzione saranno differenti
dalle smart trasmission solutions implementate sulle reti di trasmissione, in termini di
apparecchiature, sistemi adottati e modalità di gestione. Mentre le smart trasmission solutions
saranno più orientate al dispacciamento dell’energia e alla stabilità del sistema, le smart grid per le
reti di distribuzione raccoglieranno i precedenti aspetti con l’aggiunta di un maggior orientamento
verso il cliente, in particolare con l’erogazione di servizi.
Le reti di distribuzione stanno subendo anche una profonda trasformazione nella loro modalità di
funzionamento: tale rivoluzione dovrà anche portare ad un cambiamento nel modo di pensare e di
intendere il sistema elettrico, sia da parte dei gestori di rete sia da parte degli utenti finali. Le reti
elettriche, tradizionalmente passive con un transito di energia prima dalla rete di trasmissione alla
rete di distribuzione e poi agli utenti finali, divengono ora reti attive, con flussi di energia
multidirezionali che possono anche assumere entità fortemente variabile e difficilmente prevedibile.
Con il termine Smart Grid si tende a indicare l’evoluzione della rete verso strutture e modalità
operative fortemente innovative che, oltre a garantire un elevato livello di sicurezza e affidabilità
dell’intero sistema, consentono di far fronte ai numerosi problemi legati alla gestione della
generazione distribuita, quali:
• controllo del carico da parte del sistema;
• promozione dell’efficienza energetica;
• coinvolgimento degli utenti finali attivi e passivi;
31
6.1.2 Progetti in corso
I progetti in sviluppo sono orientati a ricercare soluzioni ottimali di integrazione degli impianti a
Fonte Energetica Rinnovabile e a implementare sistemi avanzati di automazione e controllo di rete.
Lo sviluppo della tecnologia del Contatore Elettronico, quale interfaccia digitale verso gli apparecchi
domestici dei clienti, consente di razionalizzare i consumi (fornendone maggiore consapevolezza) e
rende possibile il coinvolgimento degli utenti finali alla gestione degli stessi.
Le infrastrutture pubbliche e private per la ricarica dei veicoli elettrici, in fase di implementazione in
molte città, costituiscono ormai una tecnologia matura che porterà sempre maggiori possibilità di
utilizzo efficiente dell’energia prodotta in eccesso in luoghi e momenti nei quali non pareva
proficuamente impiegabile.
I progetti in corso, che concorrono alla definizione delle modalità di implementazione ed al
funzionamento delle Smart Grid, interessano più ambiti tecnologici: in particolare si vuole:
•
•
•
•
•
•
•
raggiungere un ulteriore aumento del grado di automazione della rete in media tensione;
estendere alla rete di bassa tensione la possibilità di telecontrollo degli interruttori di
protezione delle linee elettriche;
aumentare la controalimentabilità delle linee a favore di una gestione delle interruzioni
ottimale;
installare bobine di Petersen nelle cabine primarie per ridurre la gravità delle interruzioni;
programmare il piano per la sostituzione dei contatori elettronici con altri di nuova
concezione e adeguati alle nuove esigenze della rete e degli utenti (interessati in Italia oltre
32 milioni di utenze);
sviluppare ed implementare sistemi di comunicazione su tutta la rete di distribuzione che
consentano l’interazione dinamica tra rete elettrica e produttori (partecipazione al
funzionamento della rete elettrica tramite l’erogazione di “Servizi di rete”);
installare in modo diffuso sistemi di ricarica dei veicoli elettrici (mobilità elettrica).
6.2 La consapevolezza del consumatore
Rendere il più possibile attivo il ruolo del consumatore finale nel mercato dell’energia è di cruciale
importanza per far evolvere il sistema elettrico verso la Smart Grid. Questa evoluzione è stata
sollecitata a livello Europeo con il Terzo pacchetto dell’energia e a livello italiano con diversi
interventi dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (in particolare l’ARG/elt 56/09 e l’ARG/elt
22/10). Analizzando i riferimenti alle Smart Grid nel quadro regolatorio italiano, risulta però
evidente uno sbilanciamento: le fasi di trasmissione e distribuzione sono assoggettate a
provvedimenti specifici ed incisivi, mentre quelle di generazione e utenza risultano solo
marginalmente interessate da iniziative di sviluppo delle Smart Grid.
A dispetto della situazione normativa attuale, la visione della Smart Grid prevede che il centro del
sistema non sia la generazione centralizzata o la rete, bensì l’utente finale che con le sue scelte e i
suoi comportamenti condiziona l’utilizzo delle risorse di rete in un contesto di mercato libero e
competitivo.
L’introduzione di politiche di risparmio energetico e di rispetto dell’ambiente, stanno favorendo una
transizione verso la Smart Grid con un chiaro mutamento della figura del consumatore finale che,
rispetto al cliente medio di dieci anni fa, ha una percezione differente dell’energia elettrica. In
32
passato l’energia veniva considerata come un bene inesauribile e la bolletta come una sorta di
tassa, oggi invece il consumatore è in grado di percepire il diretto collegamento tra consumi e
bolletta, può vedere quindi l’energia e i servizi ad essa collegati come un prodotto di mercato a tutti
gli effetti.
La figura seguente (Figura 14) mostra le fasi del cambiamento dell’approccio del consumatore nei
confronti dell’energia elettrica.
INFORMATION
HUNGRY
POTENTIAL VALUE
BASIC SUPPLY
FOCUS
EMPOWER &
ENABLE
AUTOMATE &
OUTSOURCE
HORIZON 3
Microgen
Microgen
“Manage Me”
HORIZON 2
Electric
Electric
vehicles
vehicles
“Help Me”
Energy
Energy
analyser
analyser
HORIZON 1
Smart
Smart
automation
automation
“Show Me”
“Supply Me”
Base
Base
TIME
Figura 14 - La trasformazione del consumatore10
Le quattro fasi sono:
•
“supply me”, che rappresenta il vecchio consumatore totalmente passivo;
•
“show me”, che inquadra il consumatore attuale, caratterizzato da una maggiore
conoscenza e quindi consapevolezza dei propri consumi e di come questi siano correlati ai
propri comportamenti;
•
“help me”, che raffigura il consumatore che diventa attivo e che, grazie alle informazioni
acquisite, interviene adottando tecnologie energeticamente efficienti e tecnologie per la
generazione (in questo caso l’utente diventa un Prosumer cioè un produttore -consumatore
di energia);
•
“manage me”, che rappresenta il consumatore della Smart Grid che decide di vendere la
propria flessibilità dei consumi sul mercato (direttamente o aderendo a un servizio gestito da
terzi).
Oggi stiamo attraversando la fase “show me”: alcuni operatori energetici, nell’ottica di stabilire un
rapporto con i propri clienti improntato alla massima fiducia e trasparenza, stanno studiando
soluzioni semplici ed innovative per rendere disponibili e facilmente fruibili i dati di consumo ed i
relativi costi anche in tempo reale attraverso piattaforme web.
10
www.edfenergy.com
33
Questa attenzione al dato puntuale di consumo deriva dalla necessità di fornire dei chiari feedback
ai clienti, che in tal modo possono decidere consapevolmente di adottare un determinato
comportamento premiante dal punto di vista economico/ambientale. La partecipazione attiva del
cliente finale, in questa fase di transizione verso la Smart Grid, è un importante strumento per
consentire un uso più efficiente dell’energia e, in prospettiva, rappresenta la base per l’introduzione
di nuovi modelli di business (come la vendita della flessibilità dei consumi sul mercato elettrico).
L’utente avrà in futuro sempre più un ruolo decisivo e parteciperà alla gestione dell’energia
avvalendosi dell’utilizzo di tecnologie innovative di generazione e di automazione domestica per il
controllo dei carichi. L’utente di una Smart Grid potrà partecipare alla gestione dell’energia
adeguando l’uso della stessa in risposta a segnali di prezzo (prezzi più o meno convenienti che
cambiano in tempo reale) o alla disponibilità delle fonti rinnovabili, spostandone l’impiego in
periodi di minor costo o riducendo i consumi.
I fattori abilitanti per le Smart Grid sono quindi le tecnologie, in particolare quelle nel settore ICT,
che permetteranno l’integrazione delle risorse energetiche diffuse e rinnovabili, sia in termini di
energia sia di potenza, ma anche lo sviluppo di nuovi modelli di business. Si ipotizza, fra le altre, lo
sviluppo di una figura nuova nel mercato dell’energia, l’ “aggregatore” (cfr. cap. 5), ovvero un
intermediario tra il cliente finale ed il mercato in grado di erogare servizi di gestione della domanda
ai clienti finali ma anche, ad esempio, aggregando la capacità di controllo dei carichi o delle
produzioni dei propri clienti, potrebbe vendere ai gestori di rete (TSO e DSO) servizi di
dispacciamento in concorrenza con le risorse connesse alla rete di trasmissione, sulla base di un
ordine di merito economico tale da evidenziarne la reale maggiore economicità.
6.3 Smart Trasmission Solution - dal concetto di “Smart Grid” a quello di “Smart
Trasmission Grid”
Lo sviluppo rapido e sempre più imponente delle FRNP atteso anche nei prossimi anni richiede
l’adozione di nuove soluzioni di adeguamento e sviluppo del sistema finalizzate a ridurre in
maniera il più possibile efficace e tempestiva l’incidenza delle criticità ad esso correlate e a
raggiungere l’obiettivo di promozione dell’uso efficiente dell’energia da fonti rinnovabili sancito
dalle recenti direttive europee.
Una delle principali esigenze del Gestore della Rete è quella di rendere la rete di trasmissione
dinamica, in grado di evolvere rapidamente ed in maniera efficace rispetto a scenari che mutano
repentinamente e che sono difficilmente prevedibili ex-ante. Con lo scopo di realizzare una rete di
trasmissione flessibile che, nelle diverse condizioni di esercizio, risponda prontamente alle esigenze
di sicurezza, affidabilità ed efficienza del sistema elettrico, favorendo il più possibile l’integrazione
della crescente produzione da fonte rinnovabile anche non direttamente connessa alla RTN, Terna
ha pianificato alcuni interventi di sviluppo sull’intero territorio nazionale, attualmente in corso di
realizzazione, e definito nuove soluzioni da implementare (cfr. Figura 15) che consentiranno:
•
•
•
il controllo flussi di potenza sulla rete AT/AAT tramite l’installazione di Phase Shifting
Transformers;
il miglioramento della stabilità e della sicurezza di esercizio del sistema attraverso
l’installazione di compensatori sincroni;
la corretta gestione dei profili di tensione e dei flussi di potenza reattiva sulla rete e
conseguente riduzione degli oneri MSD attraverso l’installazione di reattori e condensatori;
34
•
•
•
la massimizzazione della capacità di trasporto delle linee esistenti (con l’utilizzo di
conduttori ad alta capacità) anche in funzione della temperatura di esercizio (Dynamic
Thermal Rating- DTR);
la massimizzazione dello sfruttamento delle risorse da FER ed il miglioramento della
regolazione del sistema AAT/AT tramite la sperimentazione di sistemi di accumulo diffuso;
il miglioramento della previsione e del controllo della generazione distribuita tramite logiche
smart.
Tali soluzioni sono caratterizzate in generale da un ridotto impatto ambientale (in quanto
permettono di massimizzare l’utilizzo di asset esistenti) e da tempi e costi di implementazione
tipicamente inferiori a quelli necessari per la realizzazione di nuove infrastrutture di rete (linee e
stazioni in alta tensione).
Figura 15 - Smart Trasmission Solutions
Per quanto concerne la Lombardia, è prevista negli anni a venire l’installazione di dispositivi di
compensazione della potenza reattiva presso alcuni nodi RTN della Regione, finalizzata a garantire
una gestione ottimale dei profili di tensione della rete. Tali attività sono state pianificate al fine di
ridurre i rischi derivanti dalle attuali criticità di rete e per garantire la massima efficienza del sistema
elettrico anche in concomitanza dell’evento EXPO 2015 che interesserà la città di Milano.
35
6.4 Partecipazione al progetto GREEN-ME (Grid integration of REnewable Energy
sources in the North - MEditerranean)
Il forte sviluppo della generazione distribuita ed, in particolare, quella da fonti rinnovabili non
programmabili, pone nuovi cambiamenti della rete elettrica, non solo a livello locale ma anche a
livello di sistema nel suo complesso. In particolare, è sempre maggiore la necessità di monitorare,
controllare e prevedere lo sviluppo della generazione distribuita, anche nell’ottica del
raggiungimento degli obiettivi europei “20-20-20”, al fine di garantire l’affidabilità e sicurezza del
sistema elettrico, non solo a livello nazionale ma anche europeo.
La necessità di gestire il sistema elettrico in modo nuovo ed evoluto porta ad una maggiore
interoperabilità tra i sistemi di distribuzione e trasmissione, al fine di garantire la qualità del servizio
e l’affidabilità del sistema.
In tale contesto si colloca il progetto GREEN-ME (Grid integration of REnewable Energy sources in
the North - MEditerranean), presentato alla Commissione Europea nell’ambito del Connecting
Europe Facility (CEF) dai TSO e DSO di Italia e Francia e relativo allo sviluppo di sistemi funzionali
all’integrazione della generazione distribuita attraverso:
•
•
•
strumenti avanzati di previsione della generazione e dei profili di scambio con la rete AT;
impiego di sistemi finalizzati a garantire i profili di scambio programmati;
evoluzione degli strumenti di monitoraggio e controllo della generazione distribuita.
L’area interessata da progetto si estende al confine tra il sud della Francia e le Regioni del nord
Italia (Piemonte, Lombardia, Friuli-Venezia Giulia, Veneto ed Emilia-Romagna), caratterizzata da
una forte penetrazione della generazione distribuita.
Figura 16 – Aree di interesse
In particolare, in tale area caratterizzata da un consumo di circa 220 TWh/anno e da una
produzione di circa 138 TWh/anno, si prevede nei prossimi anni un ulteriore e consistente sviluppo
della generazione distribuita. Il progetto, a livello di trasmissione, prevede lo sviluppo di strumenti di
monitoraggio e controllo per una migliore interazione tra le reti di trasmissione e distribuzione, una
migliore osservabilità della rete, la gestione delle congestioni, l’utilizzo dei limiti dinamici degli
36
elementi di rete in funzione delle condizioni ambientali (dynamic rating), le procedure di
funzionamento in isola (islanding) e di ripristino del funzionamento ordinario (restoration) della rete.
Figura 17 – Caratteristiche principali
A livello di distribuzione, invece, il progetto riguarda lo sviluppo di tecnologie “Smart” quali:
• sistemi avanzati per la previsione della generazione distribuita, in particolare quella
fotovoltaica;
• sistemi di controllo, comunicanti con i generatori rinnovabili;
• evoluzione delle attuali procedure di controllo (compreso distacco/limitazioni) della
generazione distribuita;
• l’utilizzo di sistemi storage su reti MT.
Il progetto coinvolgerà, in Italia, circa 60 stazioni sulla rete di trasmissione nazionale e circa 90
cabine sulla rete di distribuzione primaria. L’implementazione di sistemi innovativi per il controllo e
la previsione efficace della generazione distribuita non solo consentirà di garantire la sicurezza del
sistema elettrico, ma avrà anche un impatto positivo sull’import, in quanto si prevedono minori
limitazioni sulle attuali linee di interconnessione.
37
6.5 Il progetto Address
Address (Active Distribution network with full integration of Demand and distributed energy
RESourceS) è un progetto a larga scala cofinanziato dalla Comunità Europea nell'ambito del settimo
Programma Quadro nell'area Energia per lo sviluppo delle reti interattive di distribuzione
dell'energia. E’ nato nel 2008 e si è concluso a maggio 2013.
Coordinato da Enel, il consorzio di ADDRESS è costituito da 25 partner di 11 paesi europei:
università, centri di ricerca e aziende europee impegnate nella distribuzione, fornitura e vendita di
energia elettrica e nella produzione di elettrodomestici e apparati per la rete elettrica.
Il Progetto di ricerca ha sviluppato soluzioni per far sì che anche i piccoli e medi consumatori
possano partecipare attivamente al mercato dell'energia, offrendo servizi di modulazione del
proprio consumo e vendita dell'energia prodotta. Le tematiche affrontate da ADDRESS sono
sinergiche con il più vasto tema delle Smart Grids.
Diverse sono le dimensioni affrontate dal Progetto, fra queste:
•
•
•
•
esercizio della rete elettrica nel nuovo scenario, con il coinvolgimento dei consumatori finali,
dell'aggregatore (soggetto interno al mercato elettrico che favorirà lo sviluppo di servizi
aggiuntivi interfacciando le necessità del distributore con le esigenze dei clienti finali) e delle
aziende di Distribuzione;
aspetti socio-economici per comprendere le esigenze dei consumatori e cercare le soluzioni
più adeguate;
telecomunicazioni per studiare e definire un'architettura di comunicazione che renda
possibile l'interazione in tempo reale tra i clienti e i diversi soggetti del mercato;
sistemi di misura e di gestione degli elettrodomestici intelligenti, dei sistemi di accumulo e
generazione domestici.
Nel 2011 sono iniziati i primi test in laboratorio delle soluzioni prototipo; a seguire sono state
condotte dimostrazioni reali, con il coinvolgimento dei consumatori in Spagna, in Italia e in parte
della Francia.
38
7. Appendice
7.1 Rassegna delle principali fonti di energia elettrica rinnovabile
7.1.1 Solare fotovoltaico
La tecnologia fotovoltaica permette la conversione dell’energia posseduta dai raggi solari in energia
elettrica, utilizzabile dall’utente per i propri consumi oppure erogata sulla rete elettrica di
distribuzione. I componenti principali di un impianto fotovoltaico sono rappresentati dai moduli
fotovoltaici, o pannelli, dall’inverter e dai sistemi di protezione e connessione. I moduli fotovoltaici
convertono l’energia solare in energia elettrica sotto forma di corrente continua; vengono collegati in
serie e in parallelo a seconda delle caratteristiche elettriche complessive che si vogliono ottenere e
vengono generalmente orientati verso sud con un angolo fisso che permette di massimizzare
l’energia captata nell’anno; alcuni impianti sono dotati di dispositivi che consentono la rotazione e
l’inclinazione automatica dei pannelli, in modo da adattarsi alle varie condizioni durante la
giornata e massimizzare ulteriormente l’energia ricevuta (inseguimento solare). Sono disponibili sul
mercato diverse tipologie di pannello ma le tecnologie principalmente diffuse sono di tre tipi: moduli
in silicio monocristallino, policristallino ed amorfo. La differenza tra queste tre tipologie ricade
principalmente nel materiale utilizzato ed ha riflessi diretti in termini di rendimento e costi: il
pannello monocristallino presenta i rendimenti più elevati (fino al 17%) e grande affidabilità, per
contro presenta costi maggiori causati da un complesso processo di fabbricazione, il policristallino
presenta rendimenti che raggiungono il 12-14%, più bassi del monocristallino, ma la fabbricazione
più semplice porta a costi più bassi; infine la tecnologia amorfa è quella con rendimenti minori
(mediamente 6%), ma presenta i costi più bassi e permette di recuperare energia anche con bassi
irraggiamenti solari.
Gli inverter sono apparecchi elettronici che convertono l’energia elettrica in corrente continua
prodotta dai pannelli in corrente alternata sinusoidale, in modo da poter essere utilizzata dall’utente
o immessa sulla rete elettrica. Completano l’impianto fotovoltaico i seguenti componenti: strutture di
sostegno e ancoraggio dei moduli, cavi di collegamento, protezioni e quadri elettrici. Gli impianti
sono quindi statici, ossia non hanno organi in movimento (tranne la tipologia ad inseguimento
solare) e sono generalmente collocati su coperture di edifici; in passato era consentito il
collocamento anche su terreni agricoli (impianti a terra). Un fattore limitante di questa tecnologia è
rappresentato dal rendimento complessivo del sistema, che supera di poco il 10%: della totalità
dell’energia solare incidente sui pannelli, solo il 10% viene convertita in energia elettrica utilizzabile
e questa è una delle principali motivazioni che hanno portato ad un forte sistema di incentivazione,
in particolare con i primi “Conti Energia” del GSE.
39
Le ore medie equivalenti di funzionamento di questi impianti sono tra 1.000 e 1.400, a seconda
dell’area geografica; nonostante siano più favorite all’insolazione le regioni del Sud Italia, si è
assistito fin ora ad un consistente sviluppo di questi impianti anche al Nord, in particolare in
Lombardia, Veneto ed Emilia Romagna.
La convenienza nel realizzare un impianto di questo tipo è tanto maggiore quanto più il suo
dimensionamento è aderente ai propri fabbisogni annui di energia elettrica, in modo che la gran
parte dell’energia prodotta venga consumata direttamente dall’utente. A fine 2011 in Italia è stata
prodotta dagli impianti solari fotovoltaici un’energia pari a circa 11.000 GWh, di cui il 10% in
Lombardia, che equivale a mancate emissioni di CO2 pari a circa 7 milioni di tonnellate.
7.1.2 Eolico
Gli impianti eolici, evoluzione dei mulini a vento utilizzati nel passato per generare energia
meccanica utilizzata per la lavorazione di beni e alimenti, convertono l’energia meccanica del vento
in energia elettrica attraverso un aerogeneratore, costituito da una turbina a pale disposta nella
gran parte dei casi nella direzione del vento accoppiata con un generatore elettrico. Tra i due
dispositivi è interposto un moltiplicatore di velocità per adattare le esigenze della turbina con quelle
del generatore. Il funzionamento dell’aerogeneratore è strettamente legato alla velocità del vento,
quindi fortemente variabile; esiste una velocità minima al di sotto della quale il sistema non è in
grado di funzionare (3-4 m/s) e, altro limite, al di sopra di una certa velocità gli sforzi sono tali da
richiedere la frenatura e l’eventuale arresto del sistema (oltre 20-25 m/s). Sono disponibili sul
mercato taglie di diversa entità, sia medie-grandi, quali quelle utilizzate nei grandi impianti del Sud
Italia, sia piccole e micro taglie per le applicazioni domestiche e per altri usi. Questa tipologia di
impianti è diffusa in modo consistente nel Sud Italia, in particolare in Puglia e Sicilia e presenta un
numero equivalente di ore di funzionamento pari a circa 1.500; in Lombardia sono connessi alla
rete elettrica, in bassa tensione, meno di 10 impianti e la produzione di energia è trascurabile.
Nelle regioni del Nord in cui la presenza del vento è significativa solo sulle aree montane, può
avere significato l’utilizzo di questa tecnologia per soddisfare le esigenze di rifugi, alpeggi, ecc in
abbinamento ad un sistema di accumulo e ad altre fonti di energia rinnovabile disponibili (solare e
idroelettrico).
40
7.1.3 Idroelettrico
Gli impianti idroelettrici trasformano l’energia potenziale dell’acqua in energia elettrica tramite
caduta, grazie a gruppi di generazione rotanti turbina-generatore elettrico. L’impianto è costituito da
opere civili, idrauliche e da macchinari elettromeccanici: comprende un’opera di sbarramento del
corso d’acqua, costituita da una traversa o una diga, che permette l’accumulo, la regolazione e la
derivazione delle portate d’acqua, una o più paratoie di presa, un canale derivatore che convoglia
con bassa pendenza le acque in una vasca di carico, dalla quale partono le condotte forzate, le
quali convogliano l’acqua con elevata pressione alle turbine idrauliche della centrale, posta a valle.
Questa tipologia di impianti risulta tra le più onerose, in relazione alla complessità delle opere civili
ed idrauliche; unitamente a questo ostacolo si incontrano sempre più frequentemente impedimenti di
carattere autorizzativo che ne complicano l’effettiva realizzabilità.
Gli impianti idroelettrici sono classificati in base alla possibilità ed alla capacità di accumulo delle
acque; vi sono impianti a serbatoio (regolazione su base annua o anche pluriennale delle portate),
impianti a bacino (con bacino di regolazione settimanale o giornaliera) e impianti ad acqua fluente,
ossia senza alcun serbatoio o che hanno un serbatoio con durata di invaso dell’ordine delle ore.
Sono generalmente posizionati sui corsi d’acqua o sui canali e le loro potenzialità dipendono dalla
portata d’acqua disponibile e dal salto geodetico tra il bacino/canale a monte e la quota di
restituzione delle acque a valle. La tecnologia idroelettrica, tra le fonti ronnovabili, rappresenta
quella a rendimenti più elevati (anche oltre l’80%); per contro presenta costi elevati, soprattutto per
gli impianti con bacino e lunghi canali derivatori.
In Italia questi impianti hanno subito un forte sviluppo a partire dalla fine dell’800, sviluppo
proseguito fino agli anni ’50 grazie all’ingegno dei tecnici e ingegneri Italiani le cui invenzioni,
innovazioni e tecnologie furono esportate con grande successo in tutto il mondo (ricordiamo la
costruzione delle turbine per l’impianto delle cascate del Niagara già nel 1899, la realizzazione
delle prime dighe in cemento armato che sopravvissero ai terremoti degli anni Venti e di quelle
successive, modelli esportati in tutto il mondo, per non dimenticare le numerose macchine idrauliche
come turbine e pompe di brevetto italiano). L’energia idroelettrica consentì di soddisfare la gran
parte dei fabbisogni di energia elettrica italiani fino agli anni ’50; successivamente, per soddisfare
la richiesta nazionale di energia elettrica, si diede grande impulso alla costruzione di grandi centrali
termoelettriche e grandi centrali idroelettriche di produzione e pompaggio (ricordiamo nel Nord
Italia le centrali di Roncovalgrande (VA), Entracque (CN) ed Edolo (BS)).
Gli impianti idroelettrici consentono oggi in Italia la copertura del 13% dei fabbisogni di energia
elettrica e di evitare l’emissione di circa 30 milioni di tonnellate di CO2; negli ultimi anni, grazie ai
nuovi regimi di incentivazione, vi sono state diverse nuove realizzazioni di impianti di piccola
taglia. La possibilità e la convenienza economica della realizzazione di impianti di grande taglia in
41
Italia sono ormai giunte alla saturazione, ma le piccole utilizzazioni e le riattivazioni di vecchi
impianti abbandonati potranno contribuire ad un ulteriore sviluppo del settore, che gode, come per
le atre fonti rinnovabili, di incentivi.
7.1.4 Biomasse solide
Le biomasse solide sono costituite dalla frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di
origine biologica provenienti dall’agricoltura, dall’attività di gestione forestale, dalla silvicoltura e
dalle industrie connesse, nonché “la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani” (D.Lgs.
28/11). Le biomasse utilizzate su scala industriale sono principalmente biomasse legnose ad alto
potere calorifico e permettono la produzione di energia elettrica e calore.
I rendimenti di produzione elettrica si attestano attorno al 30-32% ed il calore prodotto può essere
utilizzato sia per essiccare le biomasse stesse ed aumentarne il potere calorofico, sia per effettuare il
tele riscaldamento cittadino e la fornitura di calore ai processi industriali. Le biomasse possono
essere combuste direttamente in una caldaia, generando calore ed energia elettrica tramite turbine,
oppure possono subire un processo chimico (pirolisi e gassificazione) che porta a generare un fluido
con una buona quantità di gas naturale; questo fluido può essere successivamente combusto in
cogeneratori a gas per la produzione combinata di energia elettrica e calore. Sono diffusi in Italia
impianti di media/grande taglia, mentre i piccoli impianti sono ancora in fase sperimentale. La
Lombardia può essere considerata una regione particolarmente attiva; sono in servizio infatti da
numerosi anni impianti di grande taglia (5 impianti tra i 3 e 6 MWe), di media taglia (40 impianti
da circa 1 MWe) e si contano almeno altri 40 impianti di taglie inferiori.
Questi impianti utilizzano scarti di produzione (industria del pellet, industria vinicola, ecc) oppure
biomasse legnose sotto forma di cippato, ottenuto principalmente dalla raccolta del legname; si
tratta quindi di prodotti di scarto, che difficilmente verrebbero riutilizzati e di prodotti che
consentono la sopravvivenza e lo sviluppo di un settore con economia molto delicata, quale quello
delle imprese boschive.
42
7.1.5 Bioliquidi
Gli impianti a bioliquidi utilizzano generalmente olii vegetali prodotti tramite la spremitura di semi di
diverse piante (colza, girasole, palma, ecc); attraverso la combustione di questi olii è possibile
generare energia elettrica e calore. Al contrario dei combustibili fossili, l'olio vegetale possiede
proprietà di purezza ed atossicità e non emette solfuri. I sistemi di produzione di energia di questa
tipologia sono compatti e hanno dimensioni limitate rispetto ad altre tipologie di impianti con
generatori rotanti; l’impianto è infatti costituito solo dai serbatoi dell’olio vegetale e dal
cogeneratore e può quindi essere inserito anche in contesti in cui i limiti d’ingombro diventano un
fattore importante. I rendimenti raggiungono il 35%, sono impianti che garantiscono un’ottima
affidabilità di funzionamento a piena potenza (anche oltre 8.000 h/anno); in Italia la produzione
annua di energia elettrica di questi impianti raggiunge circa l’1% dei consumi complessivi. In
Lombardia si sono sviluppate negli ultimi anni alcune iniziative di impianti ad olio vegetale di taglia
1 MWe.
7.1.6 Biogas
Nel D.Lgs. 28/11 vengono definiti i “gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e
biogas” a seconda dell’origine e modalità di fermentazione delle sostanze utilizzate per produrre il
gas stesso; si tratta quindi di un gas formato da elementi volatili combustibili, originato da sostanze
biologiche. In effetti tutti i tre tipi di gas indicati sono dei biogas, ma la loro definizione separata
nella normativa mette in evidenza la molteplicità di matrici organiche da cui il biogas può essere
prodotto: rifiuti conferiti in discarica ovvero frazione organica dei rifiuti urbani, fanghi di
depurazione, deiezioni animali, scarti di macellazione, scarti organici agro-industriali, residui
colturali, colture energetiche. Tra questi gas derivati, quello che ha subito negli ultimi anni un
maggior sviluppo è il biogas di origine agricola.
Il biogas è un combustibile costituito prevalentemente da gas metano (per circa il 40-50% del totale,
a seconda delle sostanze utilizzate per produrlo) ed anidride carbonica; si origina dal processo
chimico della fermentazione anaerobica (assenza di ossigeno) di materiale organico di origine
vegetale ed animale. Gli impianti a biogas, che hanno avuto negli anni passati un notevole sviluppo
43
in Germania e negli ultimi anni anche in Italia, vengono generalmente realizzati da aziende
agricole; infatti le sostanze che prevalentemente vengono utilizzate per la produzione del biogas
sono rappresentate da sottoprodotti agricoli e zootecnici (tipicamenti scarti di colture, trinciati,
potature e reflui zootecnici di bovini, suini, ecc, quindi prodotti che non verrebbero altrimenti
impiegati), colture dedicate (esistono tipologie di coltura che garantiscono una produzione di
metano elevata), oppure un mix delle due precedenti fonti. Questi impianti presentano rendimenti
elettrici complessivi del 35-40%, a seconda della taglia, hanno funzionamento pressoché costante,
affidabile e ad elevata potenza (possono superare anche le 8.000 h/anno) e rappresentano una
fonte di energia affidabile e programmabile.
Il biogas ha un ottimo potere calorifico dato l’elevato contenuto in metano, per cui si presta ad una
valorizzazione energetica per combustione diretta, attuata in una caldaia per sola produzione di
calore, o più di frequente in cogeneratori per la produzione di elettricità e calore.
7.1.7 Geotermico
Gli impianti geotermici trasformano in energia elettrica l’energia termica presente nel vapore
naturale che fluisce dal sottosuolo, utilizzando turbine alimentate direttamente dal vapore d’acqua
oppure da un fluido intermedio.
Il vapore naturale si genera grazie al contatto dell’acqua presente nel sottosuolo con gli strati di
roccia calda. I bacini sfruttati per la produzione elettrica sono caratterizzati da temperature superiori
ai 150°C e profondità da poche decine a qualche migliaio di metri.
In Italia esiste un grande polo geotermico situato in Toscana e questo rappresenta lo sfruttamento
industriale storico nel nostro Paese di questa forma di energia naturale; esso garantisce circa l’
1,6% dei consumi complessivi nazionali.
L’energia geotermica è stata però rivalutata negli ultimi anni per l’utilizzo su piccola scala; in questo
caso non si utilizza vapore per la produzione di energia elettrica, ma si utilizza lo scambio termico
con il terreno stesso a bassa profondità per finalità di condizionamento climatico delle abitazioni;
sono numerose infatti le applicazioni che consentono il riscaldamento e raffrescamento degli edifici
utilizzando fluidi a bassa temperatura, realizzando uno scambio termico con il sottosuolo. Questi
impianti, attraverso l’uso di una pompa di calore, riescono a sfruttare i gradienti termici per
produrre energia termica per l'acqua calda sanitaria, per il riscaldamento dell’edificio e per il
raffrescamento estivo. Lo sfruttamento di questa energia comporta vantaggi come l'inesauribilità a
tempi brevi, se sfruttata in modo razionale, ed il minor inquinamento dell'ambiente circostante.
44
7.2 Quadro normativo e
generazione distribuita
regolatorio
in
tema
di
efficienza
energetica
e
7.2.1 Regolamentazione a livello internazionale
Pacchetto Clima Energia
Sulla base delle esperienze e delle evoluzioni delle politiche energetiche più recenti che hanno visto
un crescente integrarsi delle decisioni ambientali con quelle energetiche, l’Unione ha definito una
strategia di riduzione autonoma delle emissioni climalteranti del 20% entro il 2020.
In questa prospettiva il cosiddetto “Pacchetto clima-energia” individua gli obiettivi a livello europeo
da raggiungere entro il 2020: consumi di fonti primarie ridotti del 20% rispetto alle previsioni
tendenziali, mediante aumento dell’efficienza; emissioni di gas climalteranti, ridotte del 20%,
secondo impegni già presi in precedenza quali il protocollo di Kyoto, l’ETS (Emissione Trading
Scheme), aumento fino al 20% dei consumi finali lordi di energia (usi elettrici, termici e per il
trasporto) da fonti rinnovabili.
Piano di azione nazionale PAN per le energie rinnovabili di cui alla Direttiva
2009/28/CE del 30 giugno 2010
La direttiva 2009/28/CE del 5 giugno 2009 ha successivamente formalizzato gli obiettivi vincolanti
in materia di fonti rinnovabili per i singoli paesi, i quali diventano soggetti obbligati a presentare
appositi piani di azione nazionali (PAN) alla Commissione. In attuazione a tale direttiva il Governo
italiano ha pertanto trasmesso alla CE il PAN per le energie rinnovabili con l’obiettivo di coprire con
energia prodotta da tali fonti il 17% dei consumi lordi nazionali nei settori elettricità, riscaldamento raffreddamento e trasporti.
Il Piano, inoltre, prevede l’adozione di ulteriori misure, in particolare per favorire i procedimenti
autorizzativi, lo sviluppo delle reti di trasmissione e distribuzione al fine di un utilizzo intensivo ed
intelligente del potenziale rinnovabile.
Direttiva 2012/27/UE del 25 ottobre 2012 sull'efficienza energetica, che modifica
le direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e
2006/32/CE
La direttiva sull’efficienza energetica (che abroga le direttive 2004/87CE e 2006/32/CE) stabilisce
il quadro di regolamentazione comune e i requisiti minimi che gli Stati Membri devono rispettare per
la promozione dell’efficienza energetica nell’Unione Europea al fine di raggiungere gli obiettivi del
20% di riduzione delle emissioni di CO2 entro il 2020 e di spianare la strada a futuri miglioramenti
nel settore
Gli Stati dovranno :
•
promuovere la disponibilità, per tutti i clienti finali, di audit energetici di elevata qualità svolti
in maniera indipendente da esperti qualificati e accreditati o eseguiti e sorvegliati da
autorità indipendenti. Le piccole e medie imprese (PMI) sono escluse dall’obbligo di eseguire
audit energetici a differenza delle grandi imprese;
45
•
incentivare la diffusione a prezzi accessibili di contatori intelligenti in grado di misurare il
consumo effettivo e di fornire informazioni sul tempo effettivo d’uso;
•
valutare il potenziale di applicazione della cogenerazione ad alto rendimento e del
teleriscaldamento e tele-raffrescamento efficienti e dovranno promuovere l’uso di questi
sistemi;
•
mettere a punto regimi di certificazione, accreditamento e qualificazione e renderli
disponibili per i fornitori di servizi e di audit energetici;
•
istituire strumenti finanziari, o agevolare il ricorso a quelli esistenti, per il miglioramento
dell’efficienza energetica e facilitare gli interventi di efficientamento energetico degli edifici.
Sarà invece facoltativa l’istituzione di un Fondo nazionale per l'efficienza energetica.
PAEE 2011 (Piano d’Azione Italiano per l’Efficienza Energetica)
Il secondo Piano di Azione nazionale per l’Efficienza Energetica, PAEE 2011 - previsto dalla
direttiva 2006/32/CE - prevede che gli Stati membri realizzino azioni per raggiungere nel 2016
l’obiettivo nazionale di riduzione dei consumi finali dell’energia del 9%.
Il PAEE 2011 estende inoltre gli obiettivi di risparmio energetico al 2020, al fine di raggiungere una
riduzione dei consumi del 20%, anche attraverso l’interazione tra politiche sulle rinnovabili e le
politiche sull’efficienza energetica.
Pacchetto per le Infrastrutture Energetiche Europee: proposta di regolamento sugli
orientamenti per le infrastrutture energetiche trans-europee che abroga la
decisione n.1364/2006/CE
La proposta di regolamento sugli orientamenti per le infrastrutture energetiche trans-europee
definisce le regole di individuazione dei progetti di interesse comune ed introduce procedure
autorizzative accelerate per favorirne la realizzazione. Vengono inoltre indicati i principi di
ammissibilità dei progetti di interesse comune all’assistenza finanziaria dell’UE prevista a partire dal
2014 nell’ambito del nuovo meccanismo per finanziare i progetti infrastrutturali nel settore
dell’energia, dei trasporti e delle telecomunicazioni denominato: “meccanismo di collegamento per
l’Europa” (CEF: “Connecting Europe Facility”).
7.2.2 Regolamentazione a livello nazionale
7.2.2.1 Decreti Legge e decreti Ministeriali
Decreto Ministeriale del 4 agosto 2011 – Promozione della cogenerazione
Con il decreto ministeriale del 4 agosto 2011, il Ministero dello sviluppo economico, di concerto
con il Ministero dell’ambiente, ha stabilito i criteri per il riconoscimento della cogenerazione ad alto
rendimento. La norma attua il decreto legislativo 20/07 che ha recepito la Direttiva europea
2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione, la quale ha introdotto la definizione di
cogenerazione ad alto rendimento.
Decreto Ministeriale 5 settembre 2011 – Regime di sostegno per la cogenerazione
ad alto rendimento
46
Con decreto ministeriale del 5 settembre, il Ministero dello sviluppo economico ha inoltre attuato le
disposizione dell’articolo 30 comma 11 della legge 99/09 prevedendo un nuovo incentivo per gli
impianti di cogenerazione, commisurato al risparmio di energia primaria e riconosciuto attraverso
l’assegnazione di Titoli di efficienza energetica (c.d. “certificati bianchi”). E’ previsto un obbligo di
ritiro dei certificati bianchi, rilasciati ai sensi del decreto, da parte del GSE ad un prezzo stabilito
dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas. L’incentivo è riconosciuto per una durata di 10 anni per
gli impianti entrati in esercizio dopo il 7 marzo 2007, esteso a 15 se abbinati a rete di
teleriscaldamento.
Decreto Ministeriale 15 marzo 2012- “Definizione e qualificazione degli obiettivi
regionali in materia di fonti rinnovabili e definizione della modalità di gestione dei
casi di mancato raggiungimento degli obiettivi da parte delle regioni e delle
provincie autonome (c.d. Burden Sharing)”
Il decreto “definisce e quantifica gli obiettivi intermedi e finali che ciascuna regione e provincia
autonoma deve conseguire ai fini del raggiungimento degli obiettivi nazionali fino al 2020 in
materia di quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia”.
Decreto Ministeriale 5 luglio 2012- “Attuazione dell’art. 25 del decreto legislativo
3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica
da impianti solari fotovoltaici (c.d. Quinto Conto Energia)”
Il provvedimento ha acquistato efficacia dal 27 agosto 2012, ossia decorsi 45 giorni dalla data
della deliberazione ARG/elt 292/12 del 12 luglio 2012 con cui l’AEEG ha comunicato il
raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo a valere sui precedenti Conti Energia per 6
miliardi di euro.
Il decreto ha stabilito le nuove tariffe incentivanti omnicomprensive per gli impianti fotovoltaici e,
per ciascun semestre, il costo indicativo cumulato massimo degli incentivi che possono essere
riconosciuti nel periodo di incentivazione, pari a 20 anni, fino al raggiungimento della soglia
massima di costo cumulato pari a 6,7 miliardi di euro.. Con la deliberazione 250/2013/R/EFR,
l’AEEG ha individuato il 6 giugno 2013 quale data di raggiungimento di tale soglia. Pertanto, a
decorrere dal 6 luglio 2013, tali incentivi hanno cessato di applicarsi.
Decreto Ministeriale 6 luglio 2012 –“Attuazione dell’art. 24 del decreto legislativo
3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica
da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici.”
Il decreto stabilisce le nuove tariffe incentivanti, per gli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili
diverse dal fotovoltaico, con potenza > 1 MW e che entrano in esercizio dal 1 Gennaio 2013,
prevedendo un costo cumulativo annuo degli incentivi non superiore ai 5,8 Mld €.
Decreto Legge 24 gennaio 2012, n. 1: Disposizioni urgenti per la concorrenza, lo
sviluppo delle infrastrutture e la competitivita’ come modificato dalla legge di
conversione 24 marzo 2012, n. 27
Nel decreto legge 24 gennaio 2012, n.1, noto anche come d.l. delle “liberalizzazioni”, sono state
introdotte alcune norme relative ai sistemi di protezione e di difesa nonché ai servizi di rete per gli
impianti fotovoltaici. In particolare è previsto che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas effettui
l’analisi quantitativa degli oneri di sbilanciamento gravanti sul sistema elettrico connessi al
47
dispacciamento di ciascuna delle fonti rinnovabili non programmabili, e adotti “con propria
delibera le misure sui sistemi di protezione e di difesa delle reti elettriche necessarie per garantire la
sicurezza del sistema, nonché definisca le modalità per la rapida installazione di ulteriori dispositivi
di sicurezza sugli impianti di produzione, almeno nelle aree ad elevata concentrazione di potenza
non programmabile”
Decreto Legge 5/12, convertito come modificato dalla
Disposizioni urgenti in materia di semplificazioni e sviluppo.
Legge
35/2012
-
L’articolo 57-bis prevede, su proposta del Ministero per lo Sviluppo economico, l’individuazione
delle infrastrutture energetiche prioritarie ricadenti nel territorio nazionale e di interconnessione con
l’estero, per le quali “le amministrazioni interessate a qualunque titolo nelle procedure autorizzative
delle infrastrutture individuate attribuiscono priorità e urgenza negli adempimenti e nelle valutazioni
di propria competenza”.
Decreto 28 dicembre 2012 del Ministero dello Sviluppo Economico relativo all’
“Incentivazione della produzione di energia termica da fonti rinnovabili ed
interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni”
Con il provvedimento in oggetto si punta a dare impulso alla produzione di energia termica da fonti
rinnovabile (riscaldamento a biomassa, pompe di calore, solare termico etc.) e ad accelerare i
progetti di qualificazione energetica degli edifici.
Decreto interministeriale 8 marzo 2013 - Strategia energetica nazionale (SEN)
La Strategia Energetica Nazionale (SEN) è stata approvata con Decreto Interministeriale 8 marzo
2013 dal Ministro dello Sviluppo Economico delle Infrastrutture e dei Trasporti e dal Ministro
dell’Ambiente. Essa si pone i seguenti obiettivi, su un doppio orizzonte temporale di riferimento
(2020 e 2050):
•
riduzione dei costi energetici;
•
raggiungimento e superamento di tutti gli obiettivi europei in materia ambientale;
•
maggiore sicurezza di approvvigionamento;
•
sviluppo industriale del settore energia.
Per il raggiungimento di questi risultati la strategia si articola in sette priorità:
•
la promozione dell’efficienza energetica;
•
la promozione di un mercato del gas competitivo e integrato con l’Europa;
•
lo sviluppo sostenibile delle energie rinnovabili, contenendo al contempo l’onere in bolletta;
•
lo sviluppo di un mercato elettrico pienamente integrato con quello europeo;
•
la ristrutturazione del settore della raffinazione e della rete di distribuzione dei carburanti;
•
lo sviluppo sostenibile della produzione nazionale di idrocarburi;.
•
la modernizzazione del sistema di governance del settore, per rendere più efficaci i processi
decisionali.
48
Decreto 28 dicembre 2012 del Ministero dello Sviluppo Economico “Determinazione
degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere
perseguiti dalle imprese di distribuzione dell’energia elettrica e il gas per gli anni
dal 2013 al 2016 e per il potenziamento del meccanismo dei certificati bianchi”.
Con questo Decreto vengono definiti in modo programmatico gli obiettivi di risparmio energetico
per il periodo 2013-2016; Il decreto introduce anche misure volte a potenziare l’efficacia
complessiva del meccanismo dei “certificati bianchi”.
7.2.2.2 Leggi e decreti legislativi
Decreto Legislativo 387/03 Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla
promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel
mercato interno dell'elettricità
Il Decreto Legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003 rappresenta il recepimento da parte dello stato
italiano della Direttiva europea 2001/77/CE sulla promozione delle fonti rinnovabili per la
produzione di elettricità nel mercato italiano ed al raggiungimento dei relativi obiettivi nazionali,
favorendo lo sviluppo di impianti di micro – generazione. Tra gli elementi principali di questo
strumento Legislativo, vi è infatti la semplificazione delle procedure autorizzative per gli impianti di
taglia ridotta, oltre all’armonizzazione delle procedure autorizzative a livello nazionale.
Decreto Legislativo 20/2007 di recepimento della Direttiva Europea 2004/8/UE in
tema di cogenerazione
La norma recepisce in Italia la Direttiva europea 2004/8/CE e contiene i criteri per la definizione
di cogenerazione ad alto rendimento.
Decreto Legislativo 115/08 - Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa
all’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici e abrogazione della
direttiva 93/76/CEE
La norma introduce i “sistemi efficienza di utenza” (c.d. “SEU”) , impianti di produzioni di energia
elettrica inferiori a 20 MW, alimentati da energia rinnovabile o in cogenerazione ad alto
rendimento, connessi, tramite rete privata, all'impianto per il consumo di un solo cliente finale,
realizzato all'interno dell'area di proprietà o nella piena disponibilità del medesimo cliente. La
regolazione di dettaglio dei SEU è delegata all’AEEG e viene stabilito il principio che ai SEU
vengano applicati i corrispettivi di trasporto e distribuzione nonché gi oneri di dispacciamento e di
sistema alla sola energia elettrica prelevata al punto di interconnessione (al netto quindi di quella
prodotta e consumata direttamente in sito).
Legge del 23 Luglio 2009 n.99 e Decreto Ministeriale del 10 Dicembre 2010 sui
rapporti tra i gestori delle reti, i distributori, i proprietari di reti private e i clienti
finali
In base a quanto disposto dall’articolo 30.27 della legge 99/09, il Ministero dello sviluppo
economico ha emanato il decreto del 10 dicembre 2010 in materia di rapporti intercorrenti fra i
gestori delle reti elettriche, le società di distribuzione in concessione, i proprietari di reti private ed i
49
clienti finali collegati a tali reti. Il decreto definisce i rapporti fra gestori di reti pubbliche e reti
private, nelle quali vi sono anche sistemi di produzione diffusa.
Il decreto introduce tra l’altro la definizione di “sistemi di auto-approvvigionamento energetico” ai
quali si estendono i benefici tariffari previsti per le reti interne di utenza dalla legge 99/09.
Decreto Legislativo 28/2011 Attuazione della direttiva
promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili
2009/28/CE
sulla
In relazione alla delega ricevuta dalla cosiddetta “Legge comunitaria 2009” per l’attuazione della
Direttiva 2009/28/CE in merito alla promozione dell’energia da fonti rinnovabili, il Consiglio dei
Ministri ha approvato in via definitiva il 3 marzo 2011 il decreto legislativo 28/2011 contenente
una disciplina quadro sulla promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili.
Il decreto legislativo contiene i principi generali della riforma mentre gli aspetti di dettaglio, come la
quantificazione del valore degli incentivi, devono essere definiti nell’ambito di decreti ministeriali.
Prevede a regime una riforma del sistema degli incentivi con il superamento del sistema dei
certificati verdi.
7.2.2.3 Delibere dell’Autorità per l’energia elettrica ed il gas
Delibera 84/12/R/eel: Interventi urgenti relativi agli impianti di produzione di
energia elettrica, con particolare riferimento alla generazione distribuita, per
garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale
Con tale deliberazione, così come aggiornata e modificata, vengono approvati gli allegati al
Codice di Rete A68, A69 e A70 che, tra l’altro, definiscono i requisiti tecnici per la connessione
degli impianti di generazione distribuita, indispensabili per il mantenimento della sicurezza del
sistema elettrico nazionale.
Delibera 344/12/R/eel: approvazione della modifica all’allegato A70
e
dell’allegato A72 al Codice di rete. Modifica della deliberazione dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas 8 marzo 2012, 84/2012/R/eel
Con la delibera 344/12/R/eel, l’Autorità ha approvato il nuovo allegato al Codice di Rete A72“Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizioni di emergenza del Sistema
Elettrico Nazionale (RIGEDI)” recante procedure per i distacchi della generazione distribuita.
Delibera 281/12/R/efr: Revisione del servizio di dispacciamento dell’energia
elettrica per le unità di produzione di energia elettrica alimentate da fonti
rinnovabili non programmabili
La delibera 281/12/R/efr, prevede, a partire dal 1° gennaio 2013, l’applicazione dei corrispettivi
di sbilanciamento anche per le unità di produzione da fonti rinnovabili non programmabili, al
netto di una franchigia pari al 20% al primo semestre ed al 10% al secondo semestre. Tale delibera
è stata annullata dalle sentenze TAR Lombardia nn. 1613-1614-1615/2013 in virtù del criterio di
calcolo adottato, ritenendo illegittima l’equiparazione delle fonti non programmabili a quelle
programmabili in tema di penalizzazione degli sbilanciamenti, ma al contempo senza mettere in
50
discussione la necessità di compartecipazione da parte di tali tecnologie al pagamento dei
corrispettivi di sbilanciamento.
7.3 Effetti della generazione distribuita sul sistema elettrico
Con l’avvento della generazione distribuita, in particolare quella da fonti rinnovabili non
programmabili, si possono riscontrare sulla rete elettrica comportamenti indesiderati degli impianti;
si possono quindi verificare disturbi e alterazioni delle grandezze elettriche che si ripercuotono sul
livello del servizio elettrico, ossia in termini di qualità percepita dagli utenti finali, sia attivi che
passivi.
Il funzionamento dinamico della rete di distribuzione permette di compensare in misura più o meno
efficace tali anomalie.
Si elencano di seguito sommariamente i principali effetti indesiderati che possono provocare i
generatori connessi alla rete elettrica di distribuzione:
•
superamento dei limiti di portata nei tronchi della rete elettrica: questo evento comporta
surriscaldamento della linea stessa e cadute di tensione maggiori dello standard, con
conseguenze negative sul funzionamento degli apparecchi degli utenti finali e un
funzionamento della rete con minori condizioni di sicurezza;
•
compartecipazione e conseguente aumento dei livelli di corto circuito in rete: la presenza di
produttori può portare a disservizi di maggiore entità poiché rappresentano un’ulteriore
sorgente di alimentazione dei guasti;
•
influenza negativa sui livelli di tensione: i generatori degli utenti produttori, in particolari
condizioni di funzionamento, possono alterare i valori della tensione anche fuori dallo
standard;
•
possibilità dei generatori di alimentare la rete elettrica anche in assenza di alimentazione da
parte del distributore, con rischi per la sicurezza degli addetti che operano su di essa;
•
possibilità di invertire il flusso di energia, creare squilibri di carico, generare disturbi in rete
e distorsioni delle grandezze elettriche, fenomeni che producono danni e malfunzionamenti
degli apparecchi elettrici ed elettronici.
Le connessioni attive hanno comportato per i distributori, al fine di garantire la stabilità e sicurezza
della rete elettrica a tutti gli utenti e consentire ai clienti produttori di immettere energia in rete,
consistenti adeguamenti e interventi tecnici in rete, quali quelli di seguito riportati:
•
Potenziamenti di rete (potenziamento o costruzione nuove linee BT/MT, inserimento nuovi
punti di trasformazione AT/MT e MT/BT, ecc.);
•
aumento grado di automazione reti MT e BT;
•
variazioni assetti di rete MT e BT per gestione dei nuovi inserimenti;
•
modifica/sostituzione delle protezioni presenti sulle reti BT/MT.
La risoluzione delle varie problematiche di rete richiede spesso interventi del Distributore di entità
anche significativa, in particolare nei casi di potenziamento della rete; in futuro, secondo la recente
normativa intervenuta in tema, vi sarà la compartecipazione dei clienti produttori alla risoluzione
delle problematiche da essi stessi generate, attraverso l’erogazione dei “Servizi di rete”, in
51
particolare attraverso la regolazione di tensione e, nei casi più critici, la limitazione temporanea
dell’energia immessa in rete.
7.3.1 Impianti FRNP e sicurezza del sistema elettrico nazionale
La rapida penetrazione delle fonti rinnovabili non programmabili e della generazione distribuita nel
sistema elettrico ha avuto un impatto rilevante sulla gestione in sicurezza del sistema elettrico, sia a
livello di sistema di difesa, sia nella fase di programmazione del servizio di dispacciamento.
Nel corso dell’anno 2011 Terna, in qualità di responsabile della sicurezza del sistema elettrico, ha
segnalato al MISE ed all’AEEG, le criticità riscontrate nell’esercizio del sistema elettrico nazionale
derivanti dall’incremento della generazione distribuita nonché tutte le attività poste in essere al fine
di garantire la sicurezza della rete.
Le azioni di Terna, volte da un lato a rendere meno critici gli effetti legati alla produzione distribuita
e dall’altro a equipararne il controllo alle altre fonti non programmabili si sono concretizzate
nell’approvazione da parte dell’ Autorità di due nuovi allegati al Codice di Rete, A70 e A72.
In particolare, l’Autorità con la deliberazione 84/12/R/eel “Interventi urgenti relativi agli impianti
di produzione di energia elettrica, con particolare riferimento alla generazione distribuita, per
garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale”, ha approvato i nuovi allegati al Codice di
Rete:
• Allegato A68 recante “Impianti di produzione fotovoltaici. Requisiti minimi per la
connessione e l’esercizio in parallelo con la rete AT”;
•
Allegato A69 recante “Criteri di connessione degli impianti di produzione al sistema di
difesa di Terna”;
•
Allegato A70 recante “Regolazione tecnica dei requisiti di sistema della generazione
distribuita”.
Attraverso l’Allegato A70 vengono introdotti i requisiti minimi che devono essere soddisfatti dagli
impianti della generazione distribuita ai fini della sicurezza del sistema elettrico, in termini di:
•
campi di funzionamento in tensione e frequenza;
•
protezioni;
•
comportamenti nei transitori di frequenza e tensioni;
•
controllo della generazione distribuita.
La deliberazione 84/12/R/eel prevede per l’allegato A70 un adeguamento graduale e distinto tra:
•
impianti già esistenti, ovvero impianti MT con potenza maggiore di 50 kW già connessi o
da connettere entro il 31 marzo 2012;
•
impianti nuovi, ovvero impianti MT e BT che si sono connessi dopo il 31 marzo 2012;
In particolare, per la prima tipologia di impianti, è previsto il così detto “retrofitting”, inerente
l’adeguamento alle prescrizioni dell’allegato A70 sui campi di funzionamento in tensione e
frequenza e sui sistemi di protezione, da completarsi entro il 31 marzo 2013. Ad oggi tuttavia si
riscontrano ritardi nel retrofitting della generazione distribuita, essendosi adeguato solo il 45% degli
impianti coinvolti a livello nazionale.
52
Il mancato adeguamento, come disposto dalla delibera 84/12/R/eel, comporterà, per gli impianti
di produzione incentivati oggetto di segnalazione di mancato adeguamento da parte delle imprese
distributrici, la sospensione degli incentivi del GSE. La medesima deliberazione, inoltre, prevede che
l’Autorità valuterà eventuali ulteriori interventi da assumere nei confronti dei produttori che, pur
avendone l'obbligo, non hanno completato gli adeguamenti entro il 31 marzo 2013, fino a disporre
l'impossibilità a rimanere connessi alla rete elettrica.
Per i nuovi impianti, invece, è prevista una distinzione tra impianti connessi in MT e BT e per
periodo di entrata in esercizio (entro giugno o entro dicembre 2012) con riflessi sull’obbligo di
dare una parziale o piena applicazione alle prescrizioni dell’allegato A70.
Con la delibera 344/12/R/eel, l’Autorità ha approvato il nuovo allegato al Codice di Rete A72
“Procedura per la Riduzione della Generazione Distribuita in condizioni di emergenza del Sistema
Elettrico Nazionale (RIGEDI)” recante procedure per modulare la generazione distribuita.
Le prescrizioni si applicano agli impianti avente le seguenti caratteristiche:
•
•
•
•
sono connessi alle reti MT di distribuzione;
sono impianti FRNP fotovoltaici ed eolici;
immettono in rete tutta la produzione, al netto dei servizi ausiliari;
hanno potenza nominale > 100 kW.
L'insieme degli impianti che soddisfano tali condizioni è definito GDR (Generazione Distribuita
Riducibile), classificati in 2 gruppi: GDPRO (impianti riducibili con preavviso dal titolare
dell'impianto) e GDTEL (impianti distaccabili da remoto dall'impresa distributrice).
La procedura RIGEDI si basa su un concetto di riduzione della potenza con e senza preavviso, che
avviene a rotazione in base al livello di criticità della rete.
In particolare, per gli impianti GDPRO, non essendo né presidiati né tele-controllati, gli orari di
riduzione saranno giornalieri e di durata corrispondente al periodo di irraggiamento solare. La
richiesta di applicazione della procedura viene effettuata da Terna verso l’impresa distributrice di
riferimento entro le ore 17:00 del giorno D-7, essendo D il giorno obiettivo; tale ordine rimane
valido salvo eventuale revoca da comunicare entro le ore 17:00 del giorno D-2. L’impresa
distributrice, ricevuta la comunicazione di Terna per l’applicazione del provvedimento RIGEDI, ne
dà comunicazione ai Titolari degli impianti di produzione che dovranno attuare la riduzione di
produzione nei termini e secondo le modalità richieste.
Per gli impianti tele-controllati GDTEL, invece, gli orari di riduzione sono per fasce orarie con
intervallo di tempo prestabilito durante la giornata obiettivo. Per tale tipologia di impianti, la
richiesta di riduzione viene attuata da remoto dall’impresa distributrice su richiesta di Terna inviata
60’ prima dell’applicazione del provvedimento.
7.3.2 Smart Transmission Solutions
Le iniziative finalizzate allo sviluppo di una rete elettrica intelligente anche a livello di trasmissione,
oltre che quello di distribuzione, vengono di seguito brevemente introdotte.
7.3.2.1 Installazione di condensatori e reattanze di compensazione
Sono stati programmati interventi finalizzati al miglioramento dei profili di tensione sulla RTN
tramite l’installazione di Condensatori e Reattanze localizzati in nodi critici della RTN.
53
Con l’aumento previsto del carico (caratterizzato negli ultimi tempi anche da “fattori di potenza”
mediamente più bassi, dovuti alla sempre maggiore diffusione degli impianti di condizionamento
dell’aria) soprattutto in corrispondenza della stagione estiva, e gli attesi aumenti dei livelli di
importazione, si rende necessario adeguare i corrispondenti livelli di rifasamento della RTN. Le
nuove installazioni di condensatori necessarie nel breve – medio termine11 corrispondono a un totale
di circa 500 MVAr.
La necessità di provvedere all’installazione di nuova potenza reattiva di tipo induttivo (reattori) è una
problematica che si è affacciata solo di recente nella gestione del sistema AAT, anche a seguito dei
problemi di sicurezza del sistema elettrico che si sono evidenziati nel corso degli ultimi anni. Infatti
nelle ore di bassissima richiesta di energia elettrica le tensioni sulla rete AAT tendono a raggiungere
valori pericolosi a causa dello scarso impegno delle linee dovuto anche alla forte penetrazione della
generazione distribuita in alcune zone del Paese, tra le quali la Lombardia, dove risulta installata
una grossa quantità di potenza fotovoltaica. In tali occasioni dell’anno è necessario provvedere,
con opportune manovre di esercizio, al contenimento degli effetti derivanti sulla rete. Tali azioni, che
prevedono l’apertura di alcune linee e la riduzione del normale livello di magliatura della rete,
comportano tuttavia una diminuzione dei margini di stabilità e affidabilità del sistema elettrico, oltre
che un aggravio dei costi relativi all’approvvigionamento di risorse sul Mercato dei Servizi di
Dispacciamento. Come risposta alle problematiche di esercizio esposte, sono previsti opportuni
interventi nel Piano di Sviluppo della RTN, per consentire, anche in ore vuote, un esercizio
maggiormente magliato della rete in AAT. In particolare, è in programma l’installazione di nuovi
banchi di reattanze trasversali direttamente sulle sezioni AAT di determinati impianti per una
potenza complessiva di circa 3.000 MVAr.
Per quanto concerne la Lombardia, è prevista negli anni a venire l’installazione di dispositivi di
compensazione della potenza reattiva presso alcuni nodi RTN della Regione.
420
Limite massimo in normale esercizio
(kV)
410
400
390
380
Figura 18 - Reattanze di compensazione AAT: andamento tensione impianto Forlì 380 kV dal 8/10/2009 al
30/11/2009
11
Alcune batterie potranno essere installate solo in un secondo tempo, in quanto previste in stazioni future attualmente nel
piano di lungo periodo.
54
7.3.2.2 Installazione PST e realizzazione nuove linee HVDC
Al fine di assicurare il controllo flussi di potenza sulla rete AT/AAT è stata pianificata l’installazione
di dispositivi Phase Shifting Transformer – macchine elettriche in grado di operare il controllo
dell’angolo di sfasamento della tensione tra due nodi e la conseguentemente la regolazione della
potenza attiva – e la realizzazione di nuove linee di interconnessione HVDC.
A tale riguardo sono stati installati PST nelle stazioni di Villanova e Foggia, i quali garantiranno
maggiori transiti di energia sui collegamenti afferenti le suddette stazioni, migliore gestione in
sicurezza e affidabilità della rete. Analogamente, l’installazione del PST di Camporosso ha
introdotto miglioramenti relativamente alla gestione dei flussi sulla frontiera Italia-Francia. Soluzioni
HVDC verranno adottate per le future interconnessioni con Balcani, Francia, Tunisia.
7.3.2.3 Sistemi di accumulo diffuso
Il Legislatore nazionale, recependo la direttiva europea 2009/28/CE, ha varato il D.lgs. 3 marzo
2011 n. 28, con cui ha sancito l’impegno da parte dell’Italia a puntare ad una maggiore efficienza
nei consumi e ad un maggiore utilizzo delle fonti rinnovabili. In particolare, per il conseguimento di
tali obiettivi si prevede, oltre alle tradizionali misure di sviluppo della capacità di trasporto delle reti
di trasmissione e distribuzione, anche il ricorso a nuovi sistemi di accumulo dell’energia elettrica. In
particolare è previsto che il Piano di Sviluppo della RTN possa includere anche nuovi sistemi di
accumulo finalizzati a "favorire il dispacciamento degli impianti non programmabili”.
A tale riguardo, il D.Lgs 93/11 ha precisato che, in attuazione di quanto programmato nel Piano di
Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale, il gestore del sistema di trasmissione nazionale può
realizzare e gestire sistemi di accumulo diffuso di energia elettrica mediante batterie. Il medesimo
provvedimento ha specificato anche che la realizzazione e la gestione degli impianti di produzione
idroelettrica da pompaggio inclusi nel Piano di Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale sono
affidate mediante procedure competitive, trasparenti e non discriminatorie.
A tale riguardo, a seguito della deliberazione dell’AEEG 288/12/R/eel e della relativa
Determinazione n.8/12 del 19 Ottobre 2012, è stata avviata la sperimentazione dei sistemi di
accumulo, al fine di verificarne le potenzialità ed efficacia sul sistema elettrico nazionale. Le
esigenze di nuovi sistemi di accumulo saranno, pertanto, individuate a conclusione di tale
sperimentazione.
Nell’ambito delle attività di collaborazione con altri TSO in Europa, Terna è coinvolta nel progetto
“Electricity storage system based on Liquid Air, for maximizing the integration of wind power and
other RES generation into the Grid” in collaborazione col TSO Spagnolo Red Eléctrica de España e
col TSO Irlandese EirGrid e numerosi partner istituzionali e privati.
7.3.2.4 Utilizzo dispositivi di teledistacco per l’ottimizzazione della capacità di
trasmissione
Al fine di ottimizzare la capacità di trasmissione della rete è prevista l’installazione di dispositivi di
telecontrollo e telescatto in tempo reale degli impianti di generazione e di alcuni componenti della
rete consentendo di assumere assetti di rete variabili al fine di ottimizzare il dispacciamento
dell’energia. L’effetto dei dispositivi di telescatto installati si traduce in un aumento dei limiti di
scambio zonali.
55
7.3.2.5 Ulteriori iniziative finalizzate alla realizzazione di una rete intelligente
Sempre nell’ambito delle soluzioni innovative, si segnalano le seguenti iniziative:
7.3.2.6 Dynamic Thermal Rating
Si tratta della progettazione di sistemi innovativi per la determinazione dinamica della capacità di
trasporto degli elementi di rete, in funzione delle reali condizioni ambientali e di esercizio. La
sperimentazione in corso di conclusione consentirà di definire tipologie e standard di applicazione
del metodo ai fini di una progressiva implementazione e diffusione sugli elementi di rete 132-150
kV e successivamente 380 kV che ne possano beneficiare maggiormente, a partire dall’area Sud,
Sicilia, Centro e Centro-Nord.
7.3.2.7 Wide Area Monitoring Systems (WAMS)
Verrà intensificato il monitoraggio dei fenomeni fisici della rete mediante l’utilizzo di sensori
installati lungo la RTN in grado di misurare grandezze elettriche su larga scala. Tale approccio,
denominato WAMS (Wide Area Monitoring Systems), consentirà un utilizzo più efficace
dell’infrastruttura di rete.
7.3.2.8 Optimal Power Flow
Verranno sviluppate logiche di dispacciamento ottimizzato in funzione dei diversi assetti di rete e di
generazione disponibile, in particolare di quella rinnovabile attraverso l’evoluzione continua e la
sempre maggiore accuratezza dei modelli previsionali della domanda e della generazione da FRNP
(eolico e fotovoltaico).
7.4 Richieste di connessione in essere e considerazioni sul futuro
7.4.1 Richieste di connessioni in essere
Si riportano due grafici che illustrano gli impianti a fonte rinnovabile connessi alla rete di Enel
Distribuzione in Lombardia e gli impianti in fase di sviluppo al 31 dicembre 2012 (cioè tali per cui
risulta in corso l’iter di connessione), con parametro di confronto la potenza in immissione richiesta.
Figura 19 –Impianti FRNP connessi
56
Figura 20 –Impianti FRNP in fase di connessione
Per gli impianti in sviluppo si può notare all’inizio del 2013 una quantità ancora ingente di solari
fotovoltaici (corrispondenti a ca. 240 MW) seguiti da biogas, biomasse e idroelettrici.
Aldilà del noto e consistente sviluppo di impianti fotovoltaici, abbiamo assistito negli ultimi anni
anche ad un progressivo sviluppo degli impianti a biogas realizzati da aziende agricole; questo
trend è confermato in modo evidente anche dalla notevole potenza ancora in sviluppo sulla rete e
dal fatto che continuano a pervenire richieste di connessione di questa tipologia.
Questa fonte di energia primaria, rappresentata dai prodotti di scarto delle attività agricole, reflui
zootecnici e colture dedicate alla produzione di energia, rappresenta una nuova fonte di reddito
importante per le aziende agricole; ricordiamo che la Lombardia è la regione Italiana con maggior
diffusione di questi impianti, in particolare le provincie di Cremona, Brescia, Lodi e Mantova
risultano le più attive d’Italia e lo sviluppo di questi impianti è previsto anche per gli anni successivi
al 2012, poiché il nuovo regime di incentivazione (DM. 6/7/2012) comporterà margini di ricavo
ancora vantaggiosi. Anche per gli impianti a biomasse è in corso uno sviluppo significativo e la
convenienza di questi è legata alla possibilità di utilizzare biomasse di scarto e alla possibilità di
utilizzare per usi finali il calore di recupero dell’impianto, ad esempio attraverso il collegamento ad
una rete di teleriscaldamento.
Sulla rete di bassa tensione si registrano ancora significativi volumi di richieste di connessione per
impianti solari fotovoltaici; nonostante l’avvio del V conto energia (dal 27/8/2012) meno
remunerativo rispetto ai precedenti, le richieste pervenute nei mesi dopo agosto 2012 hanno
mostrato ancora interesse per questo settore da parte degli utenti connessi in BT, seppur in misura
ridotta rispetto ai mesi precedenti. La successiva chiusura del V Conto energia, avvenuta nella prima
settimana di giugno 2013, ha comportato una drastica riduzione delle iniziative di impianti di
medio-grande potenza, ma una continuazione delle iniziative dei piccoli impianti, maggiormente
convenienti dei grandi grazie al sostegno di altri sistemi di incentivazione (detrazioni fiscali e
Scambio sul posto). Relativamente alla rete MT, il volume delle richieste pervenute ha registrato un
forte calo già all’interno del secondo semestre del 2012.
57
7.4.2 Uno sguardo al futuro: grid parity
Fino ad oggi la principale fonte di incentivazione e sostentamento per la costruzione di impianti
solari fotovoltaici è stata rappresentata dai meccanismi di incentivazione dei vari “Conto Energia”
del Ministero dello Sviluppo Economico, applicati e amministrati dal G.S.E. (Gestore dei Servizi
Energetici).
Col passaggio dal IV al V Conto Energia e con l’introduzione dei Registi per l’accesso agli incentivi,
il Legislatore ha cercato di conseguire un contenimento progressivo degli oneri complessivi, al fine di
limitare i costi a carico dei contribuenti (intesi come coloro che acquistano energia elettrica) e
ridurre quindi il costo finale del kWh. Con l’introduzione del tetto massimo cumulato di spesa per
incentivi dei Conti Energia pari a 6,7 miliardi di €, si è innescato un inevitabile processo di countdown per le connessioni. Con la deliberazione 250/2013/R/EFR, l’AEEG ha individuato il 6
giugno 2013 quale data di raggiungimento di tale soglia. Pertanto, a decorrere dal 6 luglio 2013,
tali incentivi hanno cessato di applicarsi.
Il Decreto Legislativo 28/2011, in attuazione della Direttiva 2009/28/CE, ha imposto, per ogni
nuova costruzione o ristrutturazione rilevante, la realizzazione di impianti ad energia rinnovabile
per soddisfare una quota parte dei consumi di energia dell’edificio; essendo un obbligo di
realizzazione, questi impianti godranno di incentivi sull’energia limitatamente alla quota eccedente
quella necessaria per il rispetto degli obblighi previsti; tali incentivi, essendo terminato il regime dei
Conti Energia, sono di seguito descritti.
Un primo elemento di sostegno stabilito nel corso del 2013 dall’Agenzia delle Entrate, consiste nella
possibilità di accedere, così già come avviene per le ristrutturazioni edilizie e gli interventi di
risparmio energetico, alle detrazioni fiscali nella misura del 50%; ciò si applica però “se
l’apparecchiatura è al servizio dell’immobile residenziale” ossia se l'impianto è direttamente al
servizio dell’abitazione del contribuente e utilizzato per fini domestici, come ad esempio
l'illuminazione o l'alimentazione di apparecchi elettrici. La detrazione è invece esclusa quando la
cessione dell’energia prodotta in eccesso ha fini commerciali, come ad esempio nei casi in cui
l’impianto non è posto al servizio dell’abitazione oppure ha una potenza superiore ai 20 kW.
Questa formula, abbinata al meccanismo dello Scambio sul Posto, può risultare vantaggiosa a
seconda della taglia dell’impianto.
Aldilà di questo meccanismo, questi impianti saranno effettivamente “autonomi” da un punto di vista
economico, solo nel momento in cui verrà raggiunta la condizione di “Grid Parity”.
Per Grid Parity, come indicato in precedenza, si intende un insieme di condizioni economiche
caratterizzate dalla prossimità o l’uguaglianza fra il costo di produzione dell’energia elettrica da
impianto fotovoltaico in assenza di incentivi (solitamente espresso in termini di LEC- levelized cost of
electricity) e il costo, complessivo di oneri e tasse, di acquisto dell’energia stessa dalla rete.
Questo aspetto è strettamente condizionato al costo di acquisto dell’impianto stesso, ossia
sostanzialmente al costo dei materiali (pannelli solari e inverter).
Per poter diventare competitive con le fonti convenzionali, queste fonti rinnovabili dovranno attrarre
in modo regolare ingenti flussi di capitali nel medio-lungo termine, in modo da sfruttare le grandi
economie di scala ed abbattere i costi di produzione.
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7.5 Impianti di cogenerazione: la scelta tra le tipologie e soluzioni impiantistiche
presenti sul mercato
L’impostazione base di un impianto di cogenerazione è relativamente semplice: si compone di un
motore primo, di un alternatore per la produzione di energia elettrica e di un apparato di recupero
dell’energia termica resa disponibile dal motore. Il processo cogenerativo consente (e quindi deve
conseguire) un risparmio energetico significativo rispetto alla produzione separata di energia e
calore.
La grande variabilità dei benefici energetici ed economici conseguibili con la cogenerazione rende
determinante la corretta valutazione delle prestazioni e dei costi di investimento e di gestione del
sistema cogenerativo.
I motori primi per i quali esiste oggi una consolidata esperienza operativa in impianti di
cogenerazione sono essenzialmente quattro:
• Motori alternativi a ciclo Otto o Diesel,
• Turbine a gas, di piccola (microturbine) e grande taglia
• Turbine a vapore,
• Impianti a ciclo combinato turbina gas/turbina a vapore.
Ancora in fase di sviluppo e non ancora diffusi su larga scala sono invece:
• I Motori Stirling;
• Le Celle a combustibile.
Le condizioni di utilizzo più favorevoli per ciascuna delle suddette tecnologie sono differenti e si
possono individuare sulla base dei seguenti parametri:
• La taglia dell’impianto (potenza elettrica nominale);
• Il rapporto potenza elettrica/potenza termica;
• La temperatura alla quale deve essere fornito il calore;
• Il rendimento;
• Il combustibile da utilizzare;
• Il reale fabbisogno energetico dell’utenza (stabilimento industriale, commerciale o
civile/residenziale).
Di seguito una breve analisi dei fattori sopra citati.
Taglia e rapporto elettricità/calore
Nella scelta dell’impianto risulta fondamentale l’analisi incrociata della taglia (potenza elettrica) e
del rapporto elettricità/calore generati, per individuare per ciascuna tecnologia le regioni più
vantaggiose come evidenziate in Figura 21.
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Figura 21 - Incrocio rapporto elettricità/calore con Potenza elettrica. Si evince, ad esempio, che nel caso delle
turbine gas il calore generato è almeno il doppio dell’energia elettrica prodotta.
Temperatura di fornitura del calore utile e rendimento
La temperatura alla quale viene richiesto il calore influenza la quantità di calore recuperabile oltre
che la tipologia impiantistica.
Quando il calore è richiesto a temperature superiori a 300 ÷ 350 °C, la tecnologia normalmente
proponibile è in linea di massima la turbina a gas.
L’utilizzo di questa tecnologia per la cogenerazione è facilitato dall’elevata temperatura dei fumi di
scarico (400 ÷ 600 °C), che consente di utilizzare il calore ad un altissimo valore termodinamico,
che altrimenti andrebbe perduto.
Il fatto che il calore recuperabile dai turbogas sia concentrato completamente nei gas di scarico,
riduce notevolmente la complessità del sistema di recupero, che è costituito spesso da un unico
scambiatore.
Il livello termico del fluido di scarico permette di utilizzare il calore recuperato per produrre: acqua
calda o surriscaldata, vapore, aria calda.
Un motore alternativo rende invece disponibili quattro tipi di sorgenti termiche utilizzabili:
• Gas di scarico: costituiscono la sorgente termicamente più pregiata, in quanto
disponibile a temperatura relativamente elevata (350 ÷ 500 °C).
• Liquido di raffreddamento: fornisce il 10÷ 20% del totale apporto termico, reso
disponibile a temperature inferiori a 100 °C. Tale calore è utilizzabile per la produzione
di acqua calda, ma ovviamente non per la produzione di vapore.
• Olio lubrificante: è disponibile a bassa temperatura (75 ÷ 90 °C), a fronte di una quota
di input termico quantificabile tra il 4 e il 7%.
• Aria di sovralimentazione: è disponibile solo nel caso di motori turbocompressi. Il calore
recuperabile è dello stesso ordine di grandezza di quello recuperabile dall’olio di
lubrificazione.
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Nella turbina a gas e nel motore alternativo la produzione di calore è attuata senza alterare il
rendimento del ciclo termodinamico, da cui l’indipendenza tra produzione di elettricità e quantità e
condizioni del calore utile.
Nel caso invece della turbina a vapore e dei cicli combinati il rendimento termodinamico è
influenzato dalla temperatura del recupero termico.
Combustibile
Le discriminanti dell’utilizzo del combustibile sono le modalità di combustione e i limiti alle emissioni.
Per i motori a ciclo Otto sono necessari combustibili gassosi o liquidi di qualità medio-alta. I motori
Diesel sono molto più flessibili, arrivando ad accettare, anche oli di derivazione vegetale
(biocombustibili). Al peggiorare della qualità del combustibile aumentano sostanzialmente le spese
di manutenzione.
Spesso, negli impianti di cogenerazione con motori alternativi viene utilizzato come combustibile il
gas naturale che consente di attenuare le emissioni ed aumentare la vita del motore con una
riduzione non indifferente dei costi di manutenzione ordinaria.
Per le turbine a gas sono invece indispensabili combustibili di ottima qualità (essenzialmente il gas
naturale).
Il gas naturale, in chiave cogenerativa, rappresenta una delle scelte più praticabili, sia per la qualità
dello stesso in termini di emissioni, sia per la presenza capillare della rete di distribuzione.
Fabbisogno energetico
La valutazione della reale competitività di un sistema cogenerativo rispetto ad uno convenzionale va
effettuata non solo in base alla macchina cogenerativa adottata, ma considerando anche la
copertura del complemento al totale effettivo fabbisogno di stabilimento.
Generalmente il sistema cogenerativo non è in grado di realizzare da solo il completo
soddisfacimento delle esigenze elettriche e termiche, occorre, infatti, ricorrere all’ausilio del sistema
convenzionale.
Questa situazione si può verificare perché le necessità delle utenze non riescono molto spesso ad
essere soddisfatte da un solo sistema a recupero energetico, per contro la realizzazione di una
soluzione dimensionata per coprire globalmente il carico di almeno una delle due utenze,
comporterebbe una produzione esuberante del fabbisogno dell’altra.
In altre parole, mentre la produzione di energia elettrica e termica avviene simultaneamente, non è
detto che la richiesta sia simultanea.
Tuttavia, nei sistemi di cogenerazione più evoluti, si possono comunque prevedere sistemi di
accumulo termico (laddove si utilizza acqua calda o surriscaldata) per disaccoppiare la fase di
produzione da quella di utilizzo. Ciò permette, in linea di principio, di evitare di dover produrre
energia termica mediante sistemi di back-up o, peggio, di doverla dissipare per soddisfare la
domanda elettrica.
In ambito industriale uno dei principali campi di applicazione riguarda l’installazione di impianti
volti a realizzare un risparmio energetico ed economico attraverso una produzione combinata di
energia, prevedendo la sostituzione, ove possibile, della centrale termica già operante all’interno
dello stabilimento.
L’introduzione in un sistema già strutturato di un sistema cogenerativo che si pone in simbiosi con
quello esistente comporta l’utilizzo di macchine che presentino elevate efficienze energetiche e
quindi ridotti consumi specifici, sia sul lato elettrico che termico, e il più possibile svincolate
tecnologicamente dalla centrale termica esistente.
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Per questa tipologia di sistemi, una volta fissata la potenza elettrica, il calore utile prodotto può
essere variato solamente “in negativo”, dissipando nell’ambiente una parte del calore altrimenti
recuperato. Uno dei primi argomenti che devono essere affrontati in fase di progettazione è quello
appunto di evitare che l’impianto di cogenerazione mandi calore in dissipazione. Spesso si può
ovviare a questo problema utilizzando gruppi frigoriferi ad assorbimento per l’alimentazione di
impianti di condizionamento estivo.
Un importante campo di applicazione dei sistemi di cogenerazione è appunto quello della
trigenerazione, nel quale la trasformazione dell’energia termica in energia frigorifera è resa
possibile dall’impiego del ciclo frigorifero ad assorbimento, il cui funzionamento si basa su
trasformazioni di stato del fluido refrigerante (in genere acqua) in combinazione con la sostanza (in
genere bromuro di litio), utilizzata quale assorbente.
In un sistema di trigenerazione il rendimento globale aumenta enormemente, ottenendo risparmi
energetici anche nell'ordine del 60%. Le migliori tecnologie di trigenerazione collaudate hanno
dimostrato elevati rendimenti globali (superiori all’80%, circa 40% energia termica o 30%
frigorifera). Naturalmente ciò si accompagna a maggiori costi di investimento.
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