Il turbinio di scelte che stanno interessando ed interesseranno nel prossimo futuro il sistema elettrico e tutta la società europea, non sarà legato solamente ad una variazione della struttura e gestione della rete ma anche a nuove strutture di mercato che spingeranno i paesi a sviluppare tecnologie innanzitutto in ambito smart metering a cui vanno aggiunte le nuove spinte verso veicoli ibridi o elettrici.
Dopo una prima fase che ha portato da una struttura verticalmente integrata e una gestione secondo modelli di mercato, ora i paesi europei, stanno entrando in una seconda fase in cui le reti, in primo luogo quelle di distribuzione, stanno per essere ripensate così che si abbia un passaggio da reti passive ad attive.
In questa scena rivoluzionaria è chiaro che il ruolo principe sarà delle autorità di regolamentazione che dovranno lavorare per permettere una struttura di rete cosiddetta intelligente, a cui va però affiancato il fatto che gli utenti devono diventare consci che è una grossa opportunità quella che gli viene proposta e non devono mancare l’occasione di sfruttare nuovi livelli di innovazione, andando a modificare i propri impianti di produzione e i propri consumi. Ruolo di rilevanza tecnologica sarà svolto dall’ICT e dalle normative tecniche che dovranno facilitare il cambiamento, oltre che per ciò che riguarda l’ambito elettrotecnico, anche e soprattutto per ciò che concerne le comunicazioni per la definizione di tecnologie di tipo aperto e non proprietario.
La necessità di ricorre a protocolli non proprietari ma di tipo aperto deriva dal fatto che è necessario un coinvolgimento totale degli utenti se si vuole sfruttare al massimo le potenzialità che derivano dalla smartizzazione. Sotto quest’aspetto è da dire che l’Italia si è mossa per tempo con la pubblicazione della Delibera ARG/elt 39/10 che prevede, tra l’altro, la necessità di apertura dei protocolli di comunicazione nelle Smart Grids (protocolli di comunicazione di pubblico dominio), così che l’utente non venga a sostenere costi non necessari. Con la stessa delibera l’Authority ha poi avviato una sperimentazione basata su
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dei progetti pilota finanziati attraverso un sistema di incentivi, questo perché si è ritenuto che i sistemi dovessero evolvere verso un sistema gestito in modo attivo, di modo che si possa avere maggiore possibilità di connettere GD, introduzione di sistemi di controllo dei carichi e di maggiori opportunità per gli utenti finali. Per raggiungere tali scopi è indispensabile la presenza di sistemi di comunicazione che si affianchino e completino le reti elettriche.
L’EUROPA E LE SMART GRIDS
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CAPITOLO 2
IL CAMMINO ITALIANO VERSO LE SMART GRIDS
2.1 GENERALITÀ
L’Italia, come tutti i paesi della Comunità Europea, deve fronteggiare la dura corsa al raggiungimento degli obiettivi del “20-20-20” legati alle emissioni di gas climalteranti. Del 30-35% di aumento della produzione di energia da fonte rinnovabile citato al Capitolo 1.4 il contributo italiano per il raggiungimento degli obiettivi europei è:
Per i settori non ETS, la riduzione del 13% delle emissioni di gas serra, rispetto il 2005;
Il 17% dei consumi finali, al 2020, deve essere coperto da fonti rinnovabili; Infine si mantiene il vincolo di riduzione del 20% dei consumi di energia primaria; Questi traguardi sono molto ambiziosi ma non per questo non raggiungibili. Come visto, essi portano con sé notevoli vantaggi (occupazione, impatto ambientale, riduzione della dipendenza da paesi esteri per ciò che riguarda il soddisfacimento dei consumi energetici) che possono essere ottenuti più facilmente attraverso le reti intelligenti individuate come uno degli elementi chiave del pacchetto “20-20-20”. Una stima di ENEL S.p.A. ha portato alla definizione della Figura 2.1.
Figura 2. 1 - Ipotesi di Enel S.p.A. circa il contributo delle Smart Grids alla riduzione di CO2 in Italia.
Gli obiettivi di riduzione dell’impatto ambientale, ovvero di riduzione delle emissioni di gas inquinanti e climalteranti, oltre alle forti oscillazioni dei prezzi delle fonti tradizionali (in primis petrolio, gas e carbone), hanno fatto si che nel tempo diventasse più problematico andare a soddisfare le richieste di energia degli utenti.
È all’interno di questo scenario che l’Italia si trova a lavorare, così come il resto dell’Europa e del Mondo, ed è in questo contesto che sono nati progetti di cambiamento, ristrutturazione a ampliamento del sistema elettrico; come detto, innanzitutto la generazione sta passando da centralizzata in grossi siti a distribuita e di taglia medio piccola su tutto il territorio e si sta diffondendo in contemporanea la volontà si avere reti intelligenti.
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Il sistema è allora costretto ad evolvere in quanto la grande penetrazione di GD sul territorio comporta inevitabilmente dei grossi problemi legati alla gestione passiva della rete che è stata fatta finora, oltre a problemi legati alle protezioni, ai valori delle correnti di guasto, ecc.
La già citata EEGI ha spinto il settore italiano principalmente su due fronti: La gestione avanzata della Generazione Distribuita da fonti rinnovabili:
Aumento della capacità della rete di acquisire GD attraverso la capacità degli stessi utenti di GD a fornire servizi ancillari e a regolare la tensione (ed è proprio in quest’ambito che nasce il parametro meglio noto come Hosting Capacity);
Revisione dei criteri di collegamento della GD, di telecomunicazione con tutti i nodi principi di MT, sicura gestione dei funzionamenti tipo islanding, sistemi avanzati di controllo della tensione, dei flussi di potenza e dei sistemi d’accumulo;
L’infrastruttura integrata d’ICT (Information and Communications Technology): ovvero si prevede la creazione di un sistema di telecomunicazione sulla rete elettrica di tipo always on (a banda larga) che permetta funzioni SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) per la gestione della rete, attraverso l’installazione di nuovi sensori, attuatori e apparecchiature intelligenti;
Per ottenere tali evoluzioni le reti di distribuzione italiane devono necessariamente avvicinarsi per somiglianza alle reti di trasmissione che, in Italia, sono completamente automatizzate e controllate, tanto da permettere uno scambio di informazioni con gli utenti della rete: la voglia di agire ha così portato a concentrarsi sul rendere attive le reti di distribuzione di media tensione.
Per quanto riguarda il nostro Paese, è possibile dire che sia il sistema di trasmissione che quello di distribuzione sono di un livello superiore rispetto al resto d’Europa (in particolare la rete AT e AAT italiana è di tutta rilevanza); mentre la rete AT è già una rete cosiddetta intelligente, contrariamente al resto d’Europa, saranno le reti MT e BT, seppur non così male, ad essere oggetto di studi, in quanto nuovi generatori possono essere facilmente collegati alla rete AT senza molti inconvenienti, mentre ve ne possono essere di più a livelli di tensione più bassi, dove vedremo che si presentano problemi notevoli (evidenziati nello specifico nella Delibera ARG/elt 25/09 e poi nella successiva Delibera ARG/elt 223/10, ma sollevati già a partire dalla Delibera ARG/elt 160/06) quali la variazione del profilo di tensione, la violazione dei limiti termici delle linee, il funzionamento in islanding, ecc.
Per concludere un rapido quadro della situazione, è da dire infine che attualmente l’Italia ricopre a livello europeo un ruolo di riferimento per ciò che concerne la regolazione incentivante della PQ, i meccanismi di mercato finalizzati all’incentivazione dell’efficienza energetica e per la diffusione del sistema di gestione delle informazioni quale lo smart metering (unica nazione ad aver sostituito più di 30 milioni di contatori elettromeccanici con i nuovi smart meter).
Per far fronte agli impegni presi dalla Comunità Europea (soprattutto il miglioramento della sicurezza della PQ, attenzione alla riduzione dell’impatto ambientale e sviluppo efficiente delle infrastrutture), il nostro Paese, in qualità di membro della UE, e nelle veci
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dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, sta cercando di adottare delle metodologie di regolazione anche attraverso sistemi di incentivazione per gli investimenti. In quest’ambito l’Authority è intervenuta in particolare con la Delibera ARG/elt 39/10, di notevole rilevanza non solo a livello nazionale ma mondiale, perché con questo documento si sceglie di finanziare dei progetti pilota sulle Smart Grids sulla base di un rapporto costi benefici, allo scopo di rendere più efficienti e flessibili le reti di distribuzione, favorendo al contempo la produzione di energia da fonte rinnovabile.
Gli 8 progetti selezionati sono stati ammessi ad un particolare regime incentivante, come previsto dalla Delibera ARG/elt 348/07, che prevede una remunerazione sul capitale con un tasso al 7% più un 2% per 12 anni.
Nonostante tali progetti dimostrativi siano di dimensioni limitate, essi si muovono proprio nella direzione suggerita dalla Comunità Europea (attraverso la EEGI), ovvero passare da una fase di progetti teorici studiati in laboratorio, ad una fase di sperimentazione sul campo con utenti e reti reali. Gli studi sono riferiti a reti di MT perché gran parte della produzione di energia rinnovabile sul territorio italiano (circa il 75%) è prodotta su tali reti, dove vengono così a trovarsi anche la maggior parte dei problemi. Questa sperimentazione con progetti dimostrativi risulta essere fondamentale per capire se i benefici che derivano da certe scelte che si vorrebbero attuare sono tali da giustificare i costi che queste scelte porterebbero a sostenere5.
Tra tutti questi aspetti positivi esistono però anche dei punti dolenti per il nostro Paese, che riguardano la Generazione Diffusa (come viene in altro modo chiamata la Generazione Distribuita) che caratterizza le reti di BT e MT e che porta con sé non poche criticità, legate all’inversione di flusso e alle protezioni attualmente installate. Ancora una volta è risultata risolutiva (o potenzialmente tale) la Delibera ARG/elt 25/09 prima e la ARG/elt 39/10 poi, che ha preso in considerazione una possibile evoluzione delle reti di distribuzione.
Osserviamo infine che nel lungo periodo la sperimentazione dovrà essere estesa anche alle reti in BT (già lo si è iniziato a fare con delle analisi riportate nella Delibera ARG/elt 223/10) dove sono connessi molti più utenti e su tali reti si cercherà di esaltare le innovazioni portate dell’investimento fatto con lo smart metering. L’Authority ha previsto a tal proposito l’obbligo di prezzi biorari dell’energia a partire dal luglio 2010 così da introdurre un prezzo che rispecchi i costi sostenuti e ai clienti pervenga un segnale sulle scelte di consumo.
Si può allora concludere che la necessità di effettuare cambiamenti strutturali delle reti elettriche per un passaggio verso un modello Smart Grid necessita l’attuazione di un sistema normativo e regolatorio chiaro, in grado di incentivare e appoggiare gli interventi necessari. Da questo punto di vista il nostro Paese si è mosso su tre distinti livelli:
Un livello di regolazione all’accesso alle reti: Delibera ARG/elt 125/10;
Un livello riguardante le modalità di cessione del prodotto energia: Delibera ARG/elt 74/08;
Un livello riguardante l’incentivazione applicabile a determinate forme di produzione e distribuzione del prodotto energia elettrica: Delibera ARG/elt 39/10;
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Tale sperimentazione risulta ancora più importante in seguito alla pubblicazione della Delibera ARG/elt 56/10 con la quale si svincolano gli utenti dagli ostacoli che vi erano per la predisposizione di un punto di ricarica per veicoli elettrici presso le abitazioni.
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