Introduzione 7Capitolo 1 9Penetrazione Fonti di energia rinnovabile

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INDICE

Introduzione

7 Capitolo 1

9 Penetrazione Fonti di energia rinnovabile

1.1 Dati di Contesto Internazionale

10 Fonte Eolica

10 Fonte Fotovoltaica

12 1.2 Dati di Contesto Nazionale

13 Fonte eolica

13 Fonte fotovoltaica

14 1.3 Il sistema energetico nazionale

15 1.3.1 Le fonti energetiche rinnovabili

19 1.3.2 Comparto elettrico

22 1.3.3 Comparto termico

26 1.3.4 Biocombustibili

29 1.3.5 La cogenerazione e le FER

30 1.4 Problemi connessi alla crescente penetrazione

31 Capitolo 2

35 Casi caratteristici con significativa presenza di FER

2.1 Danimarca

35 2.3 Irlanda

42 2.4 Svizzera

45

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Capitolo 3

51 Virtual Power Plant

3.1 Regole per lo sviluppo delle energie rinnovabili

52 3.2 Tecnologia della rete elettrica

53 3.3 Problema tecnologico

54 3.3.1 Generazione Distribuita (GD)

54 3.3.2 Analisi scenari di controllo del VPP

55 3.3.3 Generazione Rinnovabile

59 3.3.4 Generazione convenzionale

60 3.3.5 Accumulo energetico

60 3.4 Incentivi alle rinnovabili in Italia

64 3.4.1 Conto capitale

68 3.4.2 Deﬁscalizzazione

68 3.4.3 Certiﬁcati bianchi 69

3.4.4 Certiﬁcati verdi 70

3.4.5 Conto energia 71

Capitolo 4

73 I modelli di analisi dei Sistemi Energetici ed EnergyPLAN

4.1 Considerazioni generali

73 4.2 Diﬀerenti tipi di modelli di Analisi di Sistemi Energetici 75

4.3 Descrizione del modello EnergyPLAN

82 4.4 Struttura di Analisi

84 4.5 Metodologia di analisi

86 4.6 Logica di funzionamento

86

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Capitolo 5

91 Simulazione con EnergyPLAN

5.1 Fase di Input

92 5.1.1 Domanda energia elettrica

92 5.1.2 Domanda energia termica

94 5.1.3 Impianti tradizionali

96 5.1.4 Impianti rinnovabili di produzione elettrica

97 5.1.5 Impianti di accumulo

100 5.1.6 Impianti autonomi

102 5.1.7 Costi

102 5.2 Fase dei calcoli preliminari

103 5.3 Fase di Regolazione ed Ottimizzazione

103 5.3.1 Deﬁnizione parametri di regolazione

103 5.3.2 Tecniche di regolazione

104 5.4 Fase di Output

105 5.4.1 Analisi delle soluzioni

105 5.5 Scenari simulati di Virtual Power Plant

107 5.5.1 Caso con vincolo geograﬁco

108 5.5.2 Casi a penetrazione ﬁssa vincolata

113 5.5.3 Casi a penetrazione variabile

123 5.5.4 Casi intermedi

129 Capitolo 6

137 Misure possibili di incentivazione

Conclusioni e sviluppi

139 Bibliograﬁa

143

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Introduzione

Nell’ottica di un incremento delle installazioni di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, negli anni a venire, dovranno essere affrontate tutta una serie di problematiche contingenti. Problematiche di varia natura, che interesseranno l’integrazione ed interrelazione delle varie tipologie di fonti con il comparto elettrico, termico e della mobilità. Sarà oltremodo necessario valutare attentamente le possibili alternative riguardo le modalità di gestione dei flussi energetici che ne scaturiranno.

Il fattore determinante, in una logica di sviluppo non sarà legato soltanto al se e a quante fonti energetiche utilizzare, ma si tratterà di valutare le possibili soluzioni che permetteranno una miglior gestione del cambiamento verso una sempre crescente produzione di energia da fonti rinnovabili.

Sono queste le problematiche connesse al lavoro svolto, al fine di valutare come un controllo coordinato completato da varie tipologie di fonti di produzione di ener-gia rinnovabile e convenzionale, possano portare a degli indubbi vantaggi, soprattutto dal punto di vista della loro interazione.

Il lavoro si articola in una prima fase di studio, in cui si sono analizzati gli aspetti salienti legati alla penetrazione delle principali risorse rinnovabili presenti a livello globale e nazionale. Lo studio, ha poi portato ad approfondire e valutare le reali o possibili situazioni in cui si evidenziano prospettive di Virtual Power Plant, sia dal punto di vista dimensionale che gestionale. A tal proposito si sono analizzate le principali caratteristiche di sistemi isolati e sistemi nazionali con significativa presenza di risorse di energia rinnovabile che potessero rappresentare motivo di raf-fronto con i casi che successivamente abbiamo simulato.

Nella seconda fase del lavoro si è introdotto il concetto e le peculiarità di un si-stema di tipo Virtual Power Plant, evidenziando le principali caratteristiche che lo legano alle fonti di energia rinnovabile. Questo ha permesso di introdurre il supera-mento della visione settoriale di un sistema energetico complesso, analizzando al con-tempo le logiche di funzionamento sia dal punto di vista elettrico che termico.

Nella fase precedente la modellazione e simulazione delle varie casistiche di si-stemi analizzati, è stata introdotta un’ampia descrizione dei principali sisi-stemi

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at-tualmente utilizzabili per analizzare i sistemi energetici complessi, con particolare dettaglio per il sistema EnergyPLAN utilizzato per le simulazioni.

Dall’analisi del software EnergyPLAN, si è passati all’elaborazione di tipologie impiantistiche significative, che ci permettessero di eseguire una analisi critica delle funzioni e problematiche principali di un Virtual Power Plant in termini di gestione annua delle varie fonti di energia impiegate, nonché delle possibili alternative attuabi-li per ottenere migattuabi-liori risultati soprattutto dal punto di vista tecnico.

Nelle varie fasi dell’elaborazione, si è cercato di analizzare, per sistemi su picco-la scapicco-la, il comportamento elettrico e termico degli impianti in repicco-lazione ai carichi, evidenziando come una maggior integrazione dei sistemi, possa migliorare la possibili-tà di inserimento delle fonti di energia rinnovabile all’interno del parco elettrico tra-dizionale. Si è quindi partiti dall’analisi di situazioni reali vincolate (geograficamente) per dimensionare la scala di lavoro, e si è poi passati attraverso la logica del Virtual Power Plant, che di per se elimina come abbiamo detto la visione settoriale. Conclu-dendo con una visione di impianto estesa ad una maggior integrazione delle risorse e svincolata geograﬁcamente.

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Capitolo 1

Penetrazione Fonti di energia rinnovabile

Sullo scenario internazionale le fonti di energia rinnovabile (FER) sono cresciute dal 1990 ad oggi ad un tasso medio annuo (1,9%) pari a quello dell’oﬀerta mondiale di energia primaria alla quale hanno contribuito nel 2008 per una quota pari al 12,8% del totale, essenzialmente attraverso la biomassa solida (9,1%). L’apporto delle rinnovabili alla produzione elettrica mondiale nel 2008 corrisponde invece al 18,5% del totale di cui la gran parte proveniente dall’idroelettrico (15,9%)1_.

In Unione Europea (UE) i consumi di energia primaria da FER nel 2008 sono ar-rivati a quota 8,2% del totale, con la biomassa solida che anche in questo caso è la fon-te principale (66,1% totale FER), mentre nel settore elettrico le rinnovabili incidono per una quota pari al 16,4% del consumo lordo, soprattutto grazie all’idroelettrico (59,5%)2_{. Il 2008 e il 2009 sono stati due anni che hanno segnato un fatto molto}

impor-tante per le rinnovabili, per due anni consecutivi la nuova capacità installata da FER è stata superiore al 50% del totale delle nuove installazioni in UE superando quindi quel-la delle fonti tradizionali come mostrato in ﬁgura 1.1. Nel 2009 questa quota è stata del 61% aumentando dal 14% del 1995.

Il documento del’International Energy Agency (IEA) “Achieving Climate Stabili-zation in an insecure World: Does Renewable Energy Hold the Key?”, dedicato in modo specifico ad analisi di scenario sullo sviluppo delle fonti rinnovabili,prospetta la possibi-lità di una transizione nel lungo termine del sistema energetico globale verso un model-lo di produzione e consumo dell’energia di tipo model-low-carbon (a basse emissioni). Affinché questa profonda trasformazione avvenga è necessario intervenire per orientare il sistema verso un impiego sempre maggiore di tecnologie per le fonti rinnovabili e l’efficienza energetica3_.

1_{Renewables Informations 2010. International Energy Agency.}

2_{Dati EurObserv’ER.}

3_{Achieving Climate Stabilization in an insecure World: Does Renewable Energy Hold the Key?}

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Figura 1.1: Nuova capacità installata per anno in UE (MW).

1.1 Dati di Contesto Internazionale

Fonte Eolica

L’espansione dell’energia eolica nel 2009 è stata eccezionale. I dati disponibili col-locano la capacità eolica globale a quasi 158 GW, il che signiﬁca che circa 37 GW di capacità sono stati installati nel 2009 ﬁgura 1.2. Il mercato asiatico ha guidato a livello mondiale, secondo il Global Wind Energy Council (QWEC) con 14.639 MW installati. Anche la crescita nel mercato Nord Americano è stata consistente con 10.872 MW, ap-pena davanti al mercato europeo in cui i 10.102,1 MW installati hanno portato la capa-cità cumulata a 76.185,2 MW. L’energia eolica è ormai divenuta un fenomeno globale: nel 2009, infatti, l’Europa ha contribuito solamente per il 27,3% del mercato globale, superata nel corso dell’anno dal mercato asiatico (39,5%) e da quello americano (29,4%). Tuttavia, l’Europa possiede circa la metà (48,2% nel 2009) della capacità eoli-ca globale installata.

Il mercato eolico dell’Unione Europea ha resistito bene alla crisi finanziaria. Se-condo Eurobserv’ER è cresciuto del 13,3% nel 2009 con 9.739,1 MW (8.594,5 MW nel 2008), facendo segnare un nuovo record per le installazioni annuali come mostrato nella tabella di figura 1.3. Se si sottraggono le installazioni dismesse, il parco dell’UE è cre-sciuto a 74.800,2 MW entro la fine del 2009. Spagna e Germania hanno confermato la loro leadership nel mercato dell’energia eolica nel 2009. Gli altri mercati come Italia,

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Portogallo, Svezia, Irlanda e Belgio sono stati molto attivi, mentre i mercati francesi e del Regno Unito sono stati piuttosto piatti.

Figura 1.2: Potenza eolica installata nel mondo dal 1993 (MW).

Figura 1.3: Potenza eolica installata nell’Unione Europea alla ﬁne del 2009 (MW).

2.900 3.450 4.800 6.115 7.584 9.842 13.45017.684 24.54431.412 39.363 47.489 59.467 74.390 93.908 121.003 157.932 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fonte: EurObserv'ER 2010 2008 2009 Capacità installata nel Capacità dismessa nel Germania 23.896,9 25.777,0 1.916,8 36,7 Spagna 16.689,4 19.148,8 2.459,4 0,0 Italia 3.736,5 4.850,0 1.113,5 0,0 Francia* 3.542,0 4.521,0 979,0 0,0 Regno Unito** 3.406,2 4.050,9 645,2 0,5 Portogallo 2.862,0 3.535,0 673,0 0,0 Danimarca 3.162,8 3.480,6 350,7 32,8 Paesi Bassi 2.216,0 2.220,7 39,1 34,4 Svezia 1.048,0 1.560,0 512,0 0,0 Irlanda 1.027,0 260,0 233,0 0,0 Grecia 985,0 1.087,0 102,0 0,0 Austria 994,9 994,9 0,0 0,0 Polonia 451,1 705,3 259,4 5,2 Belgio 392,5 563,0 171,1 0,6 Ungheria 127,0 201,0 74,0 0,0 Repubblica Ceca 150,0 193,3 43,3 0,0 Bulgaria 120,0 177,0 57,0 0,0 Estonia 85,2 149,2 64,0 0,0 Finlandia 143,0 146,0 4,0 1,0 Lituania 54,0 91,0 37,0 0,0 Lussemburgo 43,3 43,3 0,0 0,0 Lettonia 27,0 28,0 1,0 0,0 Romania 9,5 14,0 4,5 0,0 Slovacchia 3,1 3,1 0,0 0,0 Slovenia 0,0 0,0 0,0 0,0 Cipro 0,0 0,0 0,0 0,0 Malta 0,0 0,0 0,0 0,0 Totale UE 27 65.172,4 73.800,1 9.739,0 111,2

eolico di fine2008 per il Regno Unito è stata fornita dal Ministero per l’Energia e il Cambiamento Climatico, mentre la stima per il parco eolico del 2009 proviene da BWEA. Fonte: EurObserv’ER 2010

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Fonte Fotovoltaica

La stime iniziali, dei principali mercati mondiali del fotovoltaico riportano una capacità addizionale di circa 7 GWp, equivalenti a una crescita del 16,6% rispetto al 2008 (6 GWp). Il maggiore consolidamento è avvenuto in Germania dove per la prima volta, l’Agenzia Federale delle Reti (Bundesnetzagentur) ha pubblicato uno storico det-tagliato, sulle connessioni di sistemi fotovoltaici che hanno beneﬁciato della legge sulle energie rinnovabili Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Tuttavia, la crescita mondiale registrata nel 2009, sarà inferiore a quella del 2008, anno in cui, il mercato ha più che raddoppiato i livelli del 2007. America e Giappone sono i maggiori mercati al di fuori dell’Unione Europea. Se si confrontano i dati sulle installazioni del 2008, secondo gli esperti nazionali dell’IEA Photovoltaic Power System (PVPS), con i recenti dati del-l’European Photovoltaic Industry Association (EPIA) il mercato giapponese crescerebbe da 225,3 a 484 MWp e quello statunitense da 338 a 475 MWp diventando rispettiva-mente il numero tre e il numero quattro del mercato mondiale. La ragione principale della crescita del volume delle installazioni nel corso degli ultimi due anni, è l’elevata redditività di progetti ad alta potenza. Stanno cominciando a nascere impianti a terra, con capacità nell’ordine di decine di megawatt.

Attualmente la più grande installazione attiva in Europa è l’impianto solare da 60 MWp costruito a Olmedilla in Spagna nel 2008 seguito da due installazioni in Germa-nia, a Strasskirchen (54 MWp) e Lieberose (53 MWp), commissionati nel 2009. Anche il mercato delle applicazioni off-grid sta guadagnando terreno, ma il monitoraggio risulta difficile da effettuare, a causa della mancanza di indagini complete. Il mercato si sta sempre più dirigendo verso le applicazioni non domestiche, come infrastrutture di tele-comunicazione, illuminazione pubblica, caricabatterie per telefoni e cellulari, caselli au-tostradali, parcometri, e così via.

Le prime stime disponibili pongono la capacità installata nell’UE nel 2009 a 5.485,1 MWp che corrisponde a un aumento dell’8,1% rispetto al livello del 2008, rag-giungendo una capacità totale di 15.861,2 MW, come mostrato in tabella di ﬁgura 1.4.

La capacità media pro capite oggi, si attesta a 31,6 Wp rispetto a 20,8 Wp nel 2008. Per molti paesi UE (Italia, Repubblica Ceca, Belgio) il 2009 è stato un buon an-no, consolidando lo sviluppo futuro del settore europeo. L’UE è rimasta la principale destinazione per il mercato mondiale fotovoltaico nel 2009, dal momento che vi si con-centra il 78,1% del volume delle installazioni (con un mercato globale di 7 GWp). Di conseguenza l’UE è la principale zona di produzione di energia elettrica solare, produ-cendo attorno ai 13,5 TWh nel 2009 rispetto ai 7,4 TWh nel 2008.

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Figura 1.4: Capacità fotovoltaica cumulata nei Paesi dell’Unione Europea alla ﬁne del 2008 e 2009(MWp).

1.2 Dati di Contesto Nazionale

Fonte eolica

Il mercato italiano dell’eolico è tornato a crescere e in linea con le previsioni del-l’industria. ANEV (Associazione Nazionale Energia del Vento) riferisce che nel 2009 l’Italia ha installato 1.113,5 MW cioè un centinaio di MW in più rispetto al 2008 (1.010,4 MW). Perciò il paese si è consolidato al terzo posto in Europa per la capacità installata con un parco eolico di potenza cumulata di 4.898 MW. Restano però nel si-stema italiano i problemi della rete che hanno provocato la perdita di circa il 10% del-l’elettricità da energia eolica a causa di sovraccarichi temporanei. Di fatto, l’operatore di rete, Terna, ha valutato una produzione di 6,1 TWh su 6,7 TWh di produzione eﬀet-tiva.

OnͲgrid OffͲgrid Totale OnͲgrid OffͲgrid Totale

Germania 1.809,000 5,000 1.814,000 3.806,300 5,000 3.811,300 Italia 337,900 0,200 338,100 723,000 0,100 723,100 RepubblicaCeca 49,042 0,171 49,213 411,027 0,200 411,227 Belgio 49,399 0,000 49,399 292,100 0,000 292,100 Francia 61,870 0,686 62,556 211,060 5,919 216,979 Spagna 2.685,901 1,324 2.687,225 97,765 1,246 99,011 Grecia 8,690 0,640 9,330 36,300 0,200 36,500 Portogallo 49,982 0,100 50,082 34,153 0,100 34,253 Austria 29,030 3,357 32,387 34,130 3,357 37,487 PaesiBassi 52,000 5,200 57,200 58,433 5,200 63,633 RegnoUnito 20,920 1,590 22,510 30,920 1,690 32,610 Slovenia 1,906 0,100 2,006 8,302 0,100 8,402 Bulgaria 1,375 0,032 1,407 5,300 0,400 5,700 Finlandia 0,170 5,479 5,649 0,170 7,479 7,649 Lussemburgo 24,562 0,000 24,562 26,322 0,000 26,322 Danimarca 2,825 0,440 3,265 4,025 0,540 4,565 Malta 0,238 0,000 0,238 1,527 0,000 1,527 Cipro 1,586 0,571 2,157 2,695 0,633 3,328 Svezia 3,079 4,831 7,910 3,579 5,131 8,710 Ungheria 0,270 0,180 0,450 0,290 0,360 0,650 Romania 0,245 0,205 0,450 0,365 0,270 0,635 Slovacchia 0,046 0,020 0,066 0,176 0,020 0,196 Estonia 0,000 0,120 0,120 0,000 0,060 0,060 Irlanda 0,100 0,300 0,400 0,100 0,300 0,400 Lettonia 0,000 0,004 0,004 0,000 0,004 0,004 Lituania 0,000 0,055 0,055 0,000 0,055 0,055 Polonia 0,027 0,344 0,371 0,000 0,000 0,000 TotaleUE27 5.190,163 30,949 5.221,112 5.788,039 38,364 5.826,403 2008 2009 Fonte:EurObserv’ER2010.

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Figura 1.5: Produzione lorda e numero degli impianti eolici dal 2000 al 2009 in Italia (MW).

Fonte fotovoltaica

L’Italia è il terzo Paese dell’Unione Europea a passare la soglia simbolica di 1.000 MWp installati, dopo Germania e Spagna. Secondo l’ENEA (Agenzia Nazionale per le Nuove tecnologie, l’Energia e lo Sviluppo Economico Sostenibile) il Paese ha connesso alla rete 574 MWp di capacità addizionale nel 2009, portando la capacità connessa to-tale a 1.019 MWp (escludendo 13,4 MWp di applicazioni oﬀ-grid). L’Italia deve questa ottima annata alla piena implementazione del suo programma di incentivazione “Nuovo Conto Energia” che prevedeva un sistema di tariﬀa feed-in per un tetto di capacità a 1.200 MWp (non includendo i 165 MWp installati sotto il precedente programma “Pri-mo Conto Energia”). 55 81 99 107 120 148 169 203 242 294 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Numero impianti (indicati in alto sulla barra della Potenza) Fonte: GSE 2010

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Figura 1.6: Potenza lorda (MW) e numero di impianti FV in Italia dal 2006 al 2010.

1.3 Il sistema energetico nazionale

La domanda di energia primaria, nel 2009, si è attestata sui 180,2 Mtep4_{: il dato}

deriva da una contrazione signiﬁcativa dell’apporto delle fonti fossili, pur a fronte della crescita delle rinnovabili (+13,7%) e delle importazioni di energia elettrica (+11%). La caduta della domanda di energia primaria, rispetto ai valori del 2008 (-5,8%) evidenzia una accelerazione, rispetto alla discesa dei consumi primari, che si registra ormai da 4 anni.

La composizione percentuale della domanda per fonte, conferma la speciﬁcità ita-liana, nel confronto con la media dei 27 Paesi dell’Unione Europea, relativamente al maggior ricorso a petrolio e gas, all’import strutturale di elettricità, al ridotto contribu-to dei combustibili solidi (7% dei consumi primari di energia) e al mancacontribu-to ricorso alla fonte nucleare (ﬁgura 1.7).

La ﬁgura 1.8 mostra il proﬁlo dinamico dei consumi primari lordi nazionali.

10 80 418 1.140 2.500 0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 2006 2007 2008 2009 2010

Numero impianti (indicati in alto sulla barra della Potenza)

Fonte: GSE 2010

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Figura 1.7: Domanda di energia primaria per fonte. Anno 2009 (Mtep e percentuali).

Figura 1.8: Domanda di energia primaria per fonte. Anno 2000-2009 (Mtep).

!"##$%&'"(" )*+,-.))/ 0#123"&.1(1442"5&. *+6-.7/ 8$("9". ),+,-.:/ ;&<. =,+*-.,=/ >142$("$ :,+*-.?)/ @$#41A.1(1&'$2&B"$#1 0C0D.<E.9&4".F80+ ! "! #! $! %! &! '! (! )! *! "!! #!!! #!!" #!!# #!!$ #!!% #!!& #!!' #!!( #!!) #!!* +,-./. 012 3456,-., 7.88,91:.-4 ;846<.1=4-4556.>1

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Il dato più evidente consiste nella contrazione signiﬁcativa delle fonti fossili che interrompe i trend inversi della domanda di petrolio e gas, rispettivamente in declino ed in ascesa ﬁno al 2008; vanno quindi segnalati l’andamento stabile delle importazioni di energia elettrica e la dinamica crescente delle rinnovabili.

I consumi ﬁnali di energia hanno subito una contrazione del 5,2% rispetto al 2008 attestandosi sui 133,2 Mtep.

Un’analisi sintetica dei consumi ﬁnali per fonte e per settore, mostra il predominio di gas ed energia elettrica nei settori industriale (circa il 70% sul totale dei consumi) e civile (85%); nel comparto della mobilità il petrolio copre più o meno la totalità del fabbisogno del settore trasporti e, nell’ambito del trasporto su strada, si registra una progressiva sostituzione della benzina con il gasolio per autotrazione.

Figure 1.9: Consumi ﬁnali di energia per fonte e per settore. Anni 2000-2009 (Mtep) INDUSTRIA ! " #! #" $! $" %! %" &! &" "! $!!! $!!# $!!$ $!!% $!!& $!!" $!!' $!!( $!!) $!!* +,-./. 012 3456,-., 7.88,91:.-4 ;846<.1=4-4556.>1 ?,854@=4-1:,61A.,84 2B=/15.=C+;D

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TRASPORTI CIVILE ! "! #! $! %! &! '! #!!! #!!" #!!# #!!$ #!!% #!!& #!!' #!!( #!!) #!!* +,- +,-./0.1,23. 40.5,6726,839 498:08, ;/3601<960=,301<9/1>936./0. ?896@0,19/933605, A.839B19/,7.6,:0.89 -21<,301CD?E ! "! #! $! %! &! '! #!!! #!!" #!!# #!!$ #!!% #!!& #!!' #!!( #!!) #!!* +,-./. 012 3456,-., 7.88,91:.-4 ;846<.1=4-4556.>1 ;846<.1=4-4556.>1 ?,854@=4-1:,61A.,84 2B=/15.=C+;D

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1.3.1 Le fonti energetiche rinnovabili

Nel 2009 il consumo interno lordo da FER in Italia è in aumento del 16% rispetto all’anno precedente ed è arrivato a quota 20.674 ktep5_{. Fonti non tradizionali come}

eoli-co, fotovoltaieoli-co, riﬁuti e biomasse presentano in termini percentuali l’incremento più signiﬁcativo e incidono per una quota pari al 32% del totale (tabella 1.5).

Nel 2009 la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ha superato i 68 TWh, mostrando una crescita del 17% rispetto all’anno precedente e pari al 20% del consumo interno lordo di energia elettrica. L’idroelettrico rappresenta tutt’oggi la prin-cipale fonte con quasi il 72% (49,1 TWh) circa della produzione elettrica nazionale da FER, seguito dal settore geotermico, in leggero calo, con 5,3 TWh di produzione e dal-l’eolico salito a circa 6,5 TWh.

Più limitati gli apporti elettrici di biomassa, biogas e riﬁuti solidi urbani (RSU), in aumento di soli 0,3 TWh nel 2009, e quello del settore fotovoltaico, con circa 1.158 GWh di produzione, che mostra però il maggiore incremento tra tutte le FER (ﬁgura 1.10).

Figura 1.10: Elettricità da fonti rinnovabili non tradizionali in Italia. Anni 1995-2009 (GWh). ! "!!! #!!! $!!! %!!! &!!!! &"!!!

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5_{Queste stime includono alcune valutazioni circa la produzione di calore da fonti rinnovabili e} la produzione di energia elettrica da piccoli impianti fotovoltaici non allacciati alla rete elettrica.

(18)

Tabella 1.5: Energia da fonti energetiche rinnovabili in equivalente fossile sostitui-to (valori in ktep). Fonti energetiche 2000 2005 2006 2007 2008 2009 Idroelettrica 9.725 7.935 8.139 7.219 9.157 10.810 Eolica 124 515 654 888 1.069 1.439 Fotovoltaico 4 7 11 126 99 255 Solare termico 11 21 29 45 65 81 Geotermia 1.248 1.384 1.429 1.438 1.427 1.388 Riﬁuti 230 751 836 867 892 926 Legna ed assimilati 2.344 3.153 3.328 3.710 3.900 4.098 Biocombustibile 95 172 155 174 718 1.178 Biogas 162 343 383 415 459 499 Totale 13.943 14.283 14.962 14.780 17.786 20.674

di cui non tradizionali 9.725 7.935 8.139 7.219 9.157 10.810

Fonte: elaborazioni ENEA su dati di origine diversa

Note sulla tabella: La fonte idroelettrica considera solo apporti naturali valutati a 2200 kcal/kWh. Per assimilati si intendono Eolico, solare, riﬁuti, legna (esclusa la legna da ar-dere)biocombustibili, biogas.

Con riferimento al biodiesel, nel 2008 il livello di sostituzione di energia primaria corri-sponde a 49.320 TJ, cioè più del 64% rispetto all’anno precedente, grazie anche all’au-mento della quota minima vincolante di biocarburanti sul totale dei carburanti fossili immessi in consumo e all’aliquota d’accisa agevolata per i biodiesel.

La produzione di calore da fonti rinnovabili (ﬁgura 1.11) viene stimata nel 2009 in circa 45.000 TJ da impianti industriali (legna e assimilati, compreso calore da cogene-razione) e in circa 81.000 TJ dal settore civile (legna da ardere e teleriscaldamento a biomasse). Più limitato l’apporto proveniente dagli utilizzi diretti dell’energia geotermi-ca (quasi 9.000 TJ) mentre il dato del contributo del solare termico, 2.300 TJ, il quale mostra un buon proﬁlo di crescita negli ultimi anni.

(19)

Figura 1.11: Produzione di calore da FER in Italia. Anni 2000-2009 (GWh).

Nel Bilancio Energetico Nazionale il calcolo delle produzioni nazionali (in Mtep) dell’energia idroelettrica, termoelettrica e del saldo degli scambi con l’estero è effettuato sulla base di un consumo specifico medio lordo convenzionale delle centrali termoelet-triche tradizionali di 2.200 kcal/kWh. Si noti come l’incremento percentualmente più significativo, pur restando su valori assoluti molto bassi, provenga da fonti non tradi-zionali quali l’eolico, il fotovoltaico, i rifiuti e le biomasse (legna, biocombustibili, bio-gas) che passano, sul totale delle rinnovabili, da poco più del 14% del 2000 al 34% del 2008.

Un esame del contributo energetico, in termini di kTep di energia primaria sosti-tuita, fornito negli ultimi cinque anni da alcune tipologie di fonti rinnovabili evidenzia gli andamenti che seguono:

- l’idroelettrico, che fornisce la quota più rilevante, è caratterizzato da una forte ﬂuttuazione da attribuire a fattori di idricità;

- la geotermia mostra un contributo relativamente costante, che nel periodo considerato oscilla intorno a 1,4 Mtep;

- per quanto riguarda le altre rinnovabili, si evidenzia nel 2008 il buon in-cremento della produzione eolica (+20%) e la sorprendente crescita dei biocombustibili (+227%). Meno marcati invece gli aumenti di biomassa

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(20)

legnosa (+5%) che si attesta su valori ancora lontani da quelli tipici dei Paesi europei, dei riﬁuti (+3%) e dei biogas (+11%);

- molto bene inoltre le produzioni da fonti solari quali il solare termico (+44%) e il fotovoltaico (quasi quattro volte rispetto al 2007).

Nei paragraﬁ che seguono viene analizzato separatamente il contributo delle fonti rinnovabili alla produzione di energia elettrica e alla produzione di calore.

1.3.2 Comparto elettrico

Nel 2009 la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è stata di quasi 60 TWh come mostra la ﬁgura 1.12. Il dato del 2009 mostra una produzione nazionale di energia elettrica in leggera crescita rispetto al 2008 dove si ottenne la crescita (+21%) dopo il calo dell’anno precedente e superiore anche al picco del 2004 (55,7 TWh), regi-strando inoltre il valore più alto dal 1995.

La Direttiva 77/2001 per la promozione delle energie rinnovabili nei mercati in-terni dell’energia elettrica ha individuato per l’Italia un obiettivo indicativo di produzione dell’energia rinnovabile pari al 25% del totale per l’anno 2010. Risulta per-tanto utile soﬀermarsi ad analizzare i dati con l’ottica di evidenziare le criticità del set-tore nel raggiungimento degli obiettivi europei e nazionali di sviluppo.

Figura 1.12: Produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia dal 2000 al 2009 (GWh). -10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Produzione elettricità da FER Fonte:TERNA

(21)

Nei dati relativi alla produzione degli ultimi anni è possibile identificare variabili congiunturali, quali la bassa idraulicità, e variabili strutturali riconducibili a sistemi di regolazione ed incentivazione delle energie rinnovabili, non sufficienti ed inefficienti al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo. Inoltre, il progressivo incremento della do-manda finale di energia elettrica ha reso più difficile un incremento della quota percen-tuale delle rinnovabili sul totale, pur in presenza di una crescita della loro produzione in termini assoluti.

Per quanto riguarda la generazione idroelettrica, che rappresenta circa il 70% del-la produzione rinnovabile nazionale, il 2009 è stato un anno di conferma di una ripresa. Dopo il picco negativo verificatosi nel 2007, la produzione nel 2008 è tornata a crescere (+27%) fino a 41,6 TWh, ma resta comunque al di sotto del livello del 2001 (46,8 TWh) come mostrato in figura 1.13. La generazione eolica continua la sua crescita, ar-rivando a quasi 5 TWh nel 2008. Si evidenzia inoltre la netta crescita del settore foto-voltaico la cui produzione elettrica è passata dai 450 GWh del 2008 a 1.159 GWh nel 2009, figura 1.14.

La generazione geotermica, seconda per importanza nel contributo nazionale con 5,5 TWh, è risultata sostanzialmente stabile figura 1.15, mentre la generazione da bio-massa (legna, biogas e RSU), che dovrebbe sostenere la crescita del contributo delle rinnovabili del nostro Paese, ha registrato una crescita limitata, pari a 0,5 TWh, tra le più basse negli ultimi anni (figura 1.16). Il dato relativo alle biomasse comprende inol-tre la generazione da rifiuti anche non biodegradabili, che sono di fatto esclusi dalla qualificazione di energia rinnovabile ai sensi dell’energia utile al raggiungimento degli obiettivi indicativi della Direttiva 77/2001.

Figura 1.13: Potenza idroelettrica installata ed energia prodotta in Italia dal 2000 al 2009.

-5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000 15.500 16.000 16.500 17.000 17.500 18.000 18.500 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 GWh MW

Potenza efficiente lorda (MW) Energia elettrica prodotta lorda (GWh) Fonte: GRTN (2000-2004) , TERNA(2005-2009)

(22)

Figura 1.14: Potenza fotovoltaica installata ed energia prodotta in Italia dal 2000 al 2009.

Figura 1.15: Potenza geotermoelettrica installata ed energia prodotta in Italia dal 2000 al 2009. -200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000 -200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 MWh kW p

Potenza fotovoltaica installata (kWp) Energia elettrica prodotta (MWh) Fonte: IEA - PVPS 2010 -1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 -100 200 300 400 500 600 700 800 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 GWh MW

Potenza efficiente lorda (MW) Energia elettrica prodotta lorda (GWh)

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Figura 1.16: Energia elettrica prodotta in Italia da fonti rinnovabili non tradizio-nali dal 2000 al 2009 (GWh).

Tabella 1.6: Bilancio dell’energia elettrica in Italia.

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(24)

Figura 1.17: Produzione italiana di elettricità per fonte primaria. Anno 2009 (GWh e percentuali)6

1.3.3 Comparto termico

Nel 2008, la produzione di calore da fonti rinnovabili7 _{viene stimata in quasi}

28.800 GWh negli impianti industriali (legna e assimilati, compreso calore da cogenera-zione) rimanendo sostanzialmente invariata rispetto a quella dell’anno precedente, e in 20.400 GWh circa nel settore civile (legna da ardere e teleriscaldamento a biomasse) (ﬁgura 1.17).

Quest’ultimo dato, può essere considerato approssimato per difetto, in quanto tie-ne conto esclusivamente della biomassa legnosa commercializzata e rilevata dalle stati-stiche nazionali, mentre gran parte dei consumi di biomassa legnosa nel settore residen-ziale sfugge alle rilevazioni uﬃciali8_.

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6 Dati consuntivi del 2009, Terna (2010). La torta non rappresenta il 100%, in quanto è stato rappresentato il solo import di energia elettrica e non il saldo estero, rapportandolo, al consumo interno lordo di energia elettrica (al netto dei pompaggi).

7 I dati relativi a questo paragrafo sono il risultato di stime.

8 Un’indagine statistica sulle famiglie italiane condotta per conto dell’ENEA nel 2002 ha indica-to un consumo corrispondente a circa 14 Mt di legna da ardere di tipo non commerciale (corri-spondenti a circa 41.650 GWh); una recente indagine svolta a cura della Regione Lombardia indica per il 2004 un consumo da parte delle famiglie pari a circa 2 Mt (oltre il doppio di quanto rilevato nella stessa regione con l’Indagine ENEA del 2002).

(25)

Più limitato l’apporto proveniente dagli utilizzi diretti dell’energia geotermica (ﬁgura 1.18), con un dato assestato negli ultimi anni inferiore a 2.500 GWh, mentre il dato del contributo del solare termico (quadro generale italiano ﬁgura 1.19) è in miglio-ramento rispetto al 2008, nel 2009 infatti la produzione di calore tramite questa fonte è stata di circa 640 GWh, seppure la potenza installata per abitante rimanga inferiore alla media europea9_.

Figura 1.17: Produzione di calore da fonti rinnovabili in Italia dal 2000 al 2009 (GWhth). !"!!!! !#$%%%!! !&%$%%%!! !&#$%%%!! !'%$%%%!! !'#$%%%!! '%%%! '%%&! '%%'! '%%(! '%%)! '%%#! '%%*! '%%+! '%%,! '%%-! ./0123!432567/! 83/432561! 93:;1!.3</23!23=6>3;?6103! @30326=710>153;4/! 93:;1!.3</23!6;>A=426103! B6/7/5CA=DC603! E/:3;321?6/;3!

9 In Italia si stima che siano installati circa 27,1 m2 di collettori solari ogni 1000 abitanti a fron-te di valori pari a 475,8 in Austria e 345,1 in Grecia e una media di oltre 57,4 m2 per 1000 abi-tanti nei Paesi dell’UE 27 (fonte: EurObserv’ER)

(26)

Figura 1.18: Diﬀusione degli impianti geotermici nei comuni italiani.

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1.3.4 Biocombustibili

Negli ultimi anni si è verificata una variazione di tendenza nell’utilizzo finale del bio-diesel, che è passato dal quasi totale uso per riscaldamento all’attuale tendenza che vede l’utilizzo in autotrazione prevalere su quello per il riscaldamento (figura 1.18).

Nel 2008 la produzione lorda di energia da biodiesel corrisponde ad oltre tre volte quella del 2007. Per il 2008 è stata stimata da tale fonte una sostituzione di energia primaria pari a oltre 6.580 GWh, in netta ripresa rispetto a quella del 2007 (2.020 GWh) e per la prima volta superiore al livello di produzione del 2004. Alla crescita del settore ha contribuito il recente aumento della quota minima vincolante di biocarburan-ti sul totale dei carburanbiocarburan-ti fossili immessi in consumo10 _{e l’aliquota d’accisa agevolata}

per i biodiesel.

Figura 1.18: Produzione lorda di biodiesel per ﬁnalità di utilizzo dal 1999 al 2008 (migliaia di tonnellate).

(28)

1.3.5 La cogenerazione e le FER

La cogenarazione, nota anche come CHP (Combined Heat and Power) rappresenta una realtà ancora piuttosto marginale come si evince dalla figura 1.11 rispetto alle centrali termoelettriche. La cogenerazione ha una natura distribuita e si realizza mediante piccoli impianti che sono in grado di generare calore ed elettricità per grandi strutture (es. ospeda-li, alberghi ecc.) o piccoli centri urbani. La cogenerazione può rappresentare una strategia di risparmio energetico in combinata con la produzione rinnovabile e con l’utilizzo dell’energia di “scarto” delle centrali termoelettriche, dei gruppi elettrogeni, dei rifiuti solidi urbani (RSU) e delle biomasse. Attualmente vi è uno spreco enorme negli RSU, potenzialmente disponibili dal punto di vista termico, ma che di fatto non vengono utilizzati.

Dal punto di vista tecnico la produzione combinata da impianti cogenerativi e im-pianti a fonti di energia rinnovabili (es. solare termico o fotovoltaico) può rappresentare una valida proposta a futuri sviluppi di tipologie impiantistiche di tipo VPP. Le caratteristiche dei due impianti, che meglio si integrano tra loro, derivano da considerazioni in merito alle caratteristiche di generazione termica ed elettrica. In effetti, la produzione termica che si ha durante i mesi invernali rappresenta un limite per il funzionamento estivo degli impianti CHP che può però essere ridimensionato a seguito dell’abbinamento con impianti solari termici e fotovoltaici che permetterebbero maggior continuità della generazione nei mesi estivi.

La direttiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio dell’11 febbraio 2004 sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell’energia e che modifica la direttiva 92/42/CEE, considera la cogenerazione co-me fonte di potenziali benefici in termini di risparmio di energia primaria di prevenzione delle perdite di rete e di riduzione delle emissioni, in particolare quelle dei gas a effetto ser-ra. Essa promuove la cogenerazione ad alto rendimento, basata su una domanda di calore utile, come una priorità comunitaria.

Secondo le disposizioni della direttiva 2003/54/CE per la trasmissione e la distribu-zione di elettricità prodotta mediante cogeneradistribu-zione, soprattutto per le unità di piccola e micro cogenerazione l’accesso alla rete dell’elettricità prodotta mediante cogenerazione ad alto rendimento può essere agevolato previa notifica alla Commissione.

L’analisi combinata del D.Lgs 20/07 e della Legge 244/07 evidenzia un eguale tratta-mento degli impianti FER e della cogenerazione, individuando per entrambi il meccanismo dello scambio sul posto fino a 200 kWe. Lo scambio sul posto rappresenta un fattore deter-minante per i futuri benefici che potranno derivare da una corretta regolamentazione del potenziale delle applicazioni di tipo cogenerativo. Attualmente le ultime sessioni di vendita dell’energia da cogenerazione vertono sui Titoli di Efficienza Energetica (TEE) e Certificati Verdi (CV) (che analizzeremo meglio nel capitolo 3) come unici fattori di sviluppo, mentre per le soluzioni rinnovabili di piccola taglia si è applica la tariﬀa minima onnicompren-siva.

(29)

1.4 Problemi connessi alla crescente penetrazione

Il crescente grado di penetrazione delle energie rinnovabili intermittenti (eolico e idroelettrico) e programmabili (fotovoltaico) nei sistemi elettrici, accresce le problema-tiche connesse alle caratterisproblema-tiche della loro generazione elettrica.

Le principali ragioni che determinano una tale situazione sono da ricondursi pre-valentemente ad aspetti legati alla natura delle fonti stesse. Da un lato abbiamo l’incer-tezza nella previsione dell’energia generabile, che crea uno sbilanciamento nel sistema complessivo, mentre dall’altro è signiﬁcativa la diﬃcoltà di gestione della generazione da fonte eolica e solare nell’ottica di adeguarla alla domanda di elettricità del carico.

Come mostrato dalla figura 1.19 che rappresenta dati Terna, le nuove richieste di connessione alla rete di impianti eolici e fotovoltaici negli ultimi anni sostengono la cre-scita della produzione da fonti rinnovabili complessiva. Dai dati forniti, le richieste di connessione di nuovi impianti alla Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) ogni anno si aggirano intorno a mille unità come mostrato in figura 1.20. La crescita delle installa-zioni ha portato in aree ad elevata densità di iniziative a ripercussioni sulla rete in ter-mini di gestione efficace, in modo particolare, della produzione eolica. I maggiori blemi si hanno in conseguenza dell’appesantimento delle reti locali a 150 kV dalle pro-duzioni eoliche, che attualmente non possono giovare dei vantaggi legati ad una mag-gior razionalizzazione in termini di connessione alla rete primaria preposta al trasporto della produzione da fonte convenzionale.

Figura 1.19: Richieste di nuove connessioni a Terna – Divisione per fonti.

96.752

23.157

6.313 _5.502

1.775 758 168 33

Eolico Solare Biomasse Altro

MW

MW MW

(30)

E’ opportuno quindi individuare le macrozone di produzione e i rispettivi baricentri di produzione, in modo da individuare soluzioni di connessione strategici che permettano di definire punti di raccolta baricentrici eventualmente in AAT/AT. E’ altresì opportuno, predisporre adeguati margini di riserva (primaria, secondaria e terziaria) a garanzia delle maggiori incertezze derivanti dal calcolo della capacità totale trasmissibile a causa di:

- deviazioni non intenzionali del flusso fisico provocate dai sistemi di regola-zione secondaria frequenza-potenza (dove insistono gli impianti eolici); - riserva di soccorsa in tempo reale a garanzia di imprevisti sbilanci di carico; - imprecisione, ad esempio nella raccolta di dati e di misure nei parchi eolici. Tutto ciò al fine di evitare le limitazioni transitorie della produzione di energia elet-trica da fonti rinnovabili, che negli anni passati ha costituito (come si evince dal docu-mento dell’AEEG del 27 luglio 2009 “Orientamenti per il dispacciadocu-mento dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili non programmabili”) perdite rilevanti di produzione da rinnovabile.

Figura 1.20: Richieste di connessione totali di nuovi impianti FER per anno e curva cumulativa.

Quindi, la partecipazione attiva delle centrali eoliche è richiesta dalla gestione della rete, che ne include i controlli di tensione, frequenza, potenza di set-point, e il ripristino della fornitura di alimentazione al fine di evitare l’inslanding e di limitare la pianificazione della riserva. I grandi parchi eolici sono gestiti da un Sistema Supervisore di Controllo, e per il trattamento dei dati di riferimento esterni (produzione, fattore di performance, turbine attive, potenza reattiva, velocità media del vento, ecc...) viene utilizzata

un’inter-239 393 770 1142 790 ₇₅₈ 250 482 980 2116 2636 3153 2005 2006 2007 2008 2009 15-ott-10

Numero richieste di connessione per anno Numero iniziative di connessione valide (cumulative)

Stima 2010:

1000

(31)

faccia dati. L’integrazione dell’energia eolica nella gestione della rete, evidenzia alcune possibili priorità:

- fornitura di potenza reattiva (potenza reattiva di set-point, fattore di potenza); - controllo della capacità reattiva della turbina eolica in funzione del vento a

di-sposizione;

- gestione della produzione (offerta massima di default di potenza attiva) del controllo e della regolazione del punto di connessione in rete;

- l’interfaccia dati di processo è implementata usando loop di corrente o proto-colli di bus;

- limitazioni della potenza delle turbine eoliche ad alte frequenze.

Il compito nel controllo di gestione di questi impianti, tuttavia, non può esaurirsi con un controllo individuale delle unità o dei singoli parchi, ma richiede una gestione di livello superiore.

Gli impianti fotovoltaici sono quelli che presentano caratteristiche tali da poter esse-re programmati più efficacemente. Le potenze in gioco in queste tipologie di impianti so-no ridotte, a differenza invece del numero di unità presenti sul territorio. Con queste ca-ratteristiche gli impianti fotovoltaici offrono una argomentazione simile a quella della componente eolica.

L’influenza della potenza fotovoltaica sul carico base, intermedio e di picco risente molto dei dati previsionali. Il margine di funzionamento delle unità è determinato sulla base della posizione e attraverso un algoritmo di trasformazione i cui parametri prendono in considerazione la distribuzione spaziale della potenza fotovoltaica installata. La genera-zione elettrica per via FV presenta le note limitazioni che la vedono attiva solo durante le ore diurne e variabile con l’irraggiamento solare.

Per quanto riguarda la prima limitazione, sono allo studio dei ricercatori dell’Idaho National Laboratory del DOE processi per la produzione di fogli di plastica contenenti miliardi di nano antenne, che captano la radiazione nell’infrarosso generata dal sole che successivamente dovrà esser trasformata in energia elettrica. Riguardo alla variabilità di-urna dell’irraggiamento solare che è di natura deterministica, legata al movimento appa-rente dell’astro durante il giorno, e di natura stocastica, dovuta all’intercettazione della radiazione solare da parte di nuvole, anche se parte della radiazione indiretta viene ugualmente assorbita dalle celle FV. Mentre per la componente deterministica della va-riabilità si può ovviare dotando l’impianto FV di un sistema di inseguimento solare, per l’effetto sulla generazione elettrica della componente stocastica si hanno dei problemi maggiori.

La componente stocastica varia in funzione del numero di impianti installati e del-la loro distribuzione territoriale, e quantiﬁcare l’eﬀetto è un aspetto rilevante dell’anali-si. Tra i vari studi condotti si cita quello di Wiemken et al., che utilizzando i dati dei siti degli impianti FV tedeschi hanno dimostrato che in un intervallo di 5 minuti in un singolo impianto le variazioni di potenza potevano superare il +/-50%, ma della

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poten-za complessiva messa in rete da 100 impianti distribuiti su un’area di 450.000 kmq le variazioni non superavano il +/-5%.

Un approccio diverso era stato precedentemente adottato da tre studiosi italiani. Su basi puramente teoriche, con riferimento all’andamento dei dati giornalieri di insola-zione per 3 anni non consecutivi in 24 località italiane, è stata valutata la “potenza at-tendibile”, che è risultata essere pari a 0,345 quella massima del sud e a 0,265 nel nord.11

Lo studio più recente, completo e organico è quello dell’Energy Lab dell’Università di Berkeley. Lo studio ha utilizzato i dati storici dell’Atmospheric Radiation Measure-ments (ARM) nel Southern Great Plains (SGP), prima area di misurazione entrata in servizio nel Quadro del programma ARM del DOE. SGP presenta una conformazione geografica relativamente omogenea, grande variabilità del clima, in particolare della nu-volosità, quindi della radiazione solare a terra, che si traduce in ampie variazioni sta-gionali della temperatura e dell’umidità. Esteso su 143.000 kmq nell’Oklahoma e in pic-cola parte nel Kansas, SGP è il più vasto e strumentato campo di ricerca sul clima al mondo. I dati solari utilizzati dallo studio sono relativi alla media minuto per minuto dal 2004 al 2009 in 23 siti diversi, che distano da un minimo di 20 km a un massimo di 440 km. I risultati ottenuti sono stati riportati in un grafico di confronto tra la produzione di un solo sito a quella di 5 siti fino all’analisi della curva ottenuta da tutti i siti presi in esame come illustrato in figura 1.21.

Figura 1.21: Andamento della potenza resa disponibile in rete in una giornata parzial-mente nuvolosa da un solo sito, da 5 siti adiacenti, da tutti i 23 siti presi in esame.

Quanto

Quanto è programmabile il Fotovoltaico

è programmabile il Fotovoltaico?

?

Andamento della potenza resa disponibile in rete in una giornata parzialmente

nuvolosa da un solo sito, da 5 siti adiacenti, da tutti i 23 siti presi in esame

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Capitolo 2

Casi caratteristici con signiﬁcativa

presenza di FER

La progettazione di sistemi di energia rinnovabile comporta tre importanti cambia-menti tecnologici: il risparmio energetico sul lato della domanda, il miglioramento dell’ef-ficienza nella produzione di energia, e la sostituzione parziale di combustibili fossili da varie fonti di energia rinnovabile. Di conseguenza, l’analisi di tali sistemi deve includere strategie per integrare le fonti rinnovabili nei sistemi energetici complessi che siano in-fluenzate dal risparmio energetico e da misure di efficienza.

A tal proposito riportiamo in questo capitolo una analisi di casi reali riconducibili ad una logica di tipo Virtual Power Plant. La caratteristica che li accomuna e per la qua-le sono stati scelti, è rappresentata dal fatto di avere una notevoqua-le presenza di fonti di energia rinnovabile. Questo, ha lo scopo di evidenziare alcune problematiche connesse al largo impiego di FER, seppur di diversa natura. Vedremo l’entità e la tipologia di FER impiegata nei vari casi esaminati e ne analizzeremo le peculiarità dal punto di vista delle problematiche connesse alla loro gestione in termini di gestione globale del sistema.

2.1 Danimarca

Fin dal 1980 la Danimarca ha lavorato all’impiego di fonti rinnovabili come nessuno stato a livello mondiale, aumentando la quota dei consumi lordi da appena il 3% a poco più del 17% del 2009. Oltre a questa forte crescita, questa espansione ha presentato una unicità nella sua composizione. In molti altri paesi le energie rinnovabili principali sono l’idroelettrico a basso costo. In mancanza di tali risorse, l’espansione danese si `e basata su altre tipologie di fonti rinnovabili ed in particolare sull’eolico, il biogas e i rifiuti recu-perabili.

Ciò ha permesso alla Danimarca il raggiungimento dell’obiettivo del 20% delle ener-gie rinnovabili nel 2011 (lordi) come da accordo con l’Energy Agreement. Gli sforzi messi in campo dagli impegni danesi hanno permesso di sviluppare il settore industriale legato

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alla produzione specializzata e allo sviluppo dei componenti delle turbine eoliche. La Da-nimarca rappresenta oggi più del 20% della produzione mondiale di turbine eoliche.

Figura 2.1: Rete elettrica danese al 2010.

Lo scenario elettrico

Il sistema energetico danese è stato oggetto di diversi studi in merito all’analisi dell’integrazione delle energie rinnovabili su larga scala. Il sistema danese è stato ana-lizzato sul fronte degli sviluppi e delle strategie possibili di investimento, che permettes-sero di gestire al meglio il problema dell’eccesso di elettricità prodotta da CHP e FER. Il Parlamento Danese, ha istituito un gruppo di esperti che si occupassero della que-stione. Essi hanno definito i due termini exportable excess electricity production (EEEP) e critical excess electricity production (CEEP). EEEP può essere esportata, mentre CEEP si riferisce ad una situazione in cui l’elettricità produce eccessi della capacità esportata dalla linea di trasmissione del sistema elettrico (Danese). Questa analisi ha lo scopo di evitare che il sistema elettrico collassi. Sulla base di tali definizioni il gruppo di esperti ha definito uno scenario di riferimento, che mostra lo sviluppo dei valori CEEP ed EEEP derivante da espansioni di CHP, potenza eolica e carico che potranno essere implementate in accordo con la politica energetica. Attualmente, il sistema elet-trico Danese è diviso in due aree geografiche distinte: East Denmark e West Denmark. L’eccesso di elettricità prodotta può essere presente in un’area senza esserlo nell’altra. Il governo danese ha deciso di connettere i due sistemi, ma la decisione non è stata at-tualmente finalizzata da progetti di fattibilità. Il sistema di riferimento richiede i se-guenti sviluppi:

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- Il carico elettrico danese è atteso raggiungere i 41.1 TWh nel 2020 dai 35.5 TWh al 2001, con un incremento annuo di circa 0.8%.

- La capacità installata degli impianti eolici è attesa raggiungere 1.850 MW dai 570 in East Denmark e 3860 da 1.870 MW in West Denmark al 2020, dal 2001. L’incremento è principalmente dovuto all’attesa implementazio-ne di 150 MW di eolico oﬀshore ogni anno.

- I grandi impianti CHP con turbine a vapore e caldaie a carbone, dovran-no essere sostituiti da nuovo impianti CHP alimentati a gas naturale. Inoltre, gli impianti CHP e CHPs industriali sono adatti per piccole espansioni.

Figura 2.2: Energia prodotta per tipologia di fonte ed energia consumata (GWh).

La Danimarca ha una linea di trasmissione con buona capacità, anche riguardo ai paesi vicini. L’East Denmark è connessa alla Svezia (1.700 MW AC) e alla Germania dell’est (600 MW DC), e la West Denmark è connessa alla Germania del Nord (1.200 MW AC), alle Svezia (600 MW DC) e alla Norvegia (1.000 MW DC). Nella deﬁnizione del parametro CEEP, sono state incluse le capacità di tutte le linee di trasmissione esisten-ti oltre al collegamento in corrente alternata con la Germania del Nord, in quanto que-sta zona ha una elevata produzione di energia eolica e ha problemi simili in termini di produzione in eccesso negli stessi orari della West Denmark. Alla base del procedimento assunto, gli esperti del gruppo a seguito della valutazioni delle ampiezze di eccesso di

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elettricità prodotta è stato dividerlo tra i parametri EEEP ed CEEP. Il risultato del-l’analisi è mostrato nella tabella 2.1.

Figura 2.3: Energia prodotta per tipologia di fonte ed energia consumata (GWh).

Tabella 2.1.

Scenario di Riferimento GWh 2000 2005 2010 2020

East Denmark

Exportable Excess Electricity Production (EEEP) 2 190 460 1.680

Critical Excess Electricity Production (CEEP) 0 0 0 0

Total 2 190 460 1.680

West Denmark

Exportable Excess Electricity Production (EEEP) 520 3.130 3.360 5.070

Critical Excess Electricity Production (CEEP) 0 170 290 1.330

Total 520 3.300 3.650 6.400

L’eccesso di produzione atteso di 1.680 GWh in East Denmark è della domanda al 2020, mentre per la West Denmark è pari al 28%. L’aspettativa di un alta produzione in ec-cesso evidenziata dalla tabella 2.1, può essere spiegata da due presupposti. In primo luogo,

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nello scenario di riferimento, gli impianti di piccola e media taglia, non ci si aspetta di rego-larli in base alle fluttuazioni di energia eolica, ma esclusivamente in funzione delle richieste di calore. In Danimarca, gli impianti CHP sono stati pagati secondo un sistema di tariffazione triplo, con pagamenti al mattino e al pomeriggio, rispondendo alla forte domanda di elettrici-tà dei due periodi, e con pagamenti in fascia bassa durante le ore notturne, i fine settimana e i festivi. Gli impianti CHP Danesi, sono stati progettati per capacità e accumuli termici relati-vamente alti, dando loro la possibilità di produrre principalmente durante le ore di tariffa alta. Quando il prezzo di vendita dell’energia elettrica è alto, le unità CHP producono alla potenza massima accumulando calore. Quando il prezzo è basso, si fermano, e il calore di distretto è fornito dall’accumulo termico. Prima del 2001, questa capacità di regolazione non era stata usata per integrare le fluttuazioni delle energie rinnovabili. Usata solamente per aggiustare i cambiamenti della domanda elettrica da applicare alle richieste della tariffa tripla. Questo si-gnifica che la produzione a basso, medio o alto prezzo dipende dalle condizioni di produzione, ossia, se o non produce durante le ore in cui si ha il picco di carico. In secondo luogo, dietro la conseguente alta produzione in eccesso, il bisogno di stabilità (tensione e frequenza) per la si-curezza della rete è stata gestita esclusivamente da grandi centrali elettriche. Di conseguenza, la produzione distribuita dalle piccole unità di CHP e dalle turbine eoliche è stata considerata come un peso per il controllo della rete di trasmissione. A tal proposito il modello che andre-mo ad utilizzare per alcune simulazioni significative in ambito di VPP esteso, è stato impiega-to proprio sul sistema danese, per effettuare alcune analisi di come evitare i problemi di ecces-so di produzione.

Figura 2.4: Produzione di energia da fonti rinnovabili (GWh).

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**7-*/8-Lo scenario termico**

L’espansione del teleriscaldamento nel sistema danese sta rappresentando uno strumento di grandi potenzialità per il raggiungimento di importanti obiettivi, quali ad esempio la sempre minor dipendenza dai combustibili fossili.

Come ben noto i sistemi di teleriscaldamento rappresentano investimenti impor-tanti e presentano consistenti perdite nella distribuzione energetica. Essi possono per-tanto essere costosi in zone a bassa base termica, a causa per esempio di insediamenti a bassa densità energetica, di nuovi alloggi a basso consumo di combustibile fossile e una maggiore efficienza di grandi dimensioni da miglioramento di edifici esistenti. Al-lo stesso tempo, la transizione ad un sistema energetico indipendente dai combustibili fossili può portare ad un aumento della percentuale di energia eolica, senza eccesso di calore per teleriscaldamento. E maggiore efficienza nella generazione termoelettrica restante, significa anche calore di scarto significativamente minore per i sistemi di te-leriscaldamento. In considerazione di ciò, un rapporto del Danish Energy Agency del Dicembre 2008 indica che il passaggio dalle singole caldaie a gas naturale al teleri-scaldamento può essere economicamente sostenibile in alcune aree. Sono stati a tal proposito stabilite a norma di legge opportuni risarcimenti alle società del gas natu-rale in caso di conversioni al teleriscaldamento.

Attualmente, al di fuori delle aree con teleriscaldamento o gas naturale, il ri-scaldamento è principalmente a base di gasolio. In molti casi, è già una soluzione economicamente e finanziariamente redditizia dal punto di vista personale, anche se una sostituzione a fine vita di questi impianti con pompe di calore elettriche potrebbe rappresentare un elemento importante nella transizione verso un sistema energetico con una quota elevata di energia eolica: il consumo di calore segue in maniera significativa le variazioni in generazione di energia eolica, e le pompe di calore posso-no esser scollegate per brevi periodi di tempo che consentirebbero una migliore rego-lazione.

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Figura 2.5: Unità di produzione di energia termica (GWh).

Lo scenario della mobilità

Sul comparto dei trasporti molti sforzi sono ancora necessari. Si stanno rafforzan-do nel paese i mezzi pubblici e promuovenrafforzan-do le biciclette, aumentanrafforzan-do l’efficienza ener-getica dei mezzi esistenti. In effetti il governo ha confermato un sensibile aumento del trasporto pubblico e sta lavorando su modifiche al sistema di tassazione delle autovet-ture con obiettivi a lungo termine, che promuovano l’uso razionale delle diverse tecno-logie possibili. Tra le tecnotecno-logie promosse, le auto elettriche sarebbero in grado di forni-re un notevole miglioramento dell’efficienza energetica nei trasporti, se corforni-rettamente integrate nel sistema energetico. Anche i miglioramenti tecnologici delle batterie impie-gate dalle auto, si stanno dimostrando sempre più competitive. Il governo ha deciso di prorogare l’esenzione fiscale per le auto elettriche fino al 2015, creando un mercato più ampio per le auto elettriche. I biocarburanti rappresentano un’opportunità che può, sia ridurre le emissioni di gas a effetto serra, sia la dipendenza della nazione dalle importa-zioni di combustibile fossile, in particolar modo la cosiddetta seconda generazione di biocombustibili a base di rifiuti organici. Nel giugno 2008, il parlamento danese ha adottato una legge sullo sviluppo sostenibile di biocarburanti, che implementa al 5,75% il target di biocarburante in riferimento all’accordo energetico di febbraio 2008. L’obiet-tivo sarà progressivo in tre anni, con 0,75% raggiunto nel 2010, 3,3% nel 2011 e del 5,75% nel 2012. ! "!!! #!!! $!!! %!!! &!!!! &"!!! &#!!! &$!!! &%!!! &''! "!!! "!!% ()*+,-./0-1*-234)1*-1*56)7*8)*- ()*+,-./0-1*-9*::8;6-1*56)7*8)* <=+89381=++83* ()*+,-+635*:>6-;8:4;*

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Alla fine del 2009 è stato messo in funzione l’impianto DONG Energy Inbicon per la produzione di biocarburante di seconda generazione, e il concetto è già stato venduto per essere utilizzato in un impianto simile in Malaysia a base di rifiuti derivanti dalla produzione di olio di palma. DONG Energy ha una stretta relazione con Novozymes e Danisco Genencon, che forniscono gli enzimi per il processo di Inbicon. Queste società hanno affermato che il rendimento e i costi per gli enzimi di recente sviluppo stanno rendendo la seconda generazione di biocombustibile economicamente redditizia.

2.3 Irlanda

L’isola d’Irlanda si trova nel nord-ovest dell’Europa ed è divisa in due regioni: l’Ir-landa del Nord e l’Irl’Ir-landa. Nel novembre 2007 è stato costituito un singolo operatore del mercato dell’energia elettrica (SEMO) che ha creato un mercato unico dell’energia elettrica sull’isola. Tuttavia, prima di questo, i sistemi energetici in ciascuna di queste regioni erano collegati solo tramite un dispositivo di interconnessione elettrica. L’Irlan-da ha una popolazione di circa 4,4 milioni di persone e una superﬁcie di circa 70.000 kmq. Nel 2008, la domanda di elettricità è stata di 28,5 TWh con un carico di punta di 5.085 MW e un carico minimo di 1800 MW. La domanda di calore in Irlanda per il 2008 (esclusi i processi industriali) è stata 31,5 TWh, con lo 0,05% di questa quota for-nita da solare termico, il 13% fornito da riscaldamento elettrico e l’87% fornito da cal-daie industriali. Il settore dei trasporti in Irlanda è stato quasi completamente alimen-tato da olio nel 2007, tra cui 31,34 TWh di gasolio, 22,33 TWh di benzina e di 12,13 TWh di carburante per aviazione. Il biocarburante utilizzato ha fornito lo 0,4% (0,249 TWh) della domanda dei trasporti.

E’ evidente dalla struttura descritta fin qui che il sistema di energia irlandese è molto confinato: escluso il riscaldamento elettrico non vi è alcuna significativa intera-zione tra il comparto elettrico, termico e dei trasporti. Questa è la situaintera-zione che soven-te si ritrova all’insoven-terno di numerosi altri paesi, causa di un sissoven-tema energetico rigido e inefficiente. Un primo aspetto di inefficienza all’interno del sistema irlandese si è verifi-cato nel settore elettrico nel 2007. La produzione di elettricità in quell’anno, compren-deva un’importazione netta di 1,31 TWh dall’Irlanda del Nord. Dei 27,19 TWh di elet-tricità prodotti, l’84% proveniva da impianti a condensazione, impianti che utilizzano combustibili fossili. Dato che gli impianti a condensazione possono produrre solo ener-gia elettrica, gli incrementi di efficienza di questi impianti sono relativamente bassi (il rendimento medio è del 44%), in confronto gli impianti di cogenerazione che in Irlanda hanno una efficienza del 82,8%, ma sono utilizzati per produrre il 6,5% della domanda di elettricità. A causa di questa massiccia produzione esclusivamente elettrica e quindi la ridotta presenza di impianti di cogenerazione, il 50,5% dell’energia utilizzata nel set-tore dell’energia elettrica irlandese nel 2007 è stata sprecata a causa delle perdite. A seguito di questo sono stati sviluppati studi mirati al raggiungimento di un obiettivo fondamentale: identificare come l’Irlanda potrebbe integrare fonti di energia rinnovabile

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nel proprio sistema energetico. Sono stati completati rapporti dettagliati confrontanti le funzionalità di 37 diversi strumenti di analisi, che hanno permesso di concludere che EnergyPLAN rappresenta lo strumento più adatto per raggiungere questo obiettivo. Il primo aspetto già in parte evidenziato, riguarda il fatto che l’Irlanda ha poca integra-zione tra i settori primari del sistema e quindi la ridotta possibilità riguardo l’impiego di maggior produzione da rinnovabile. Il secondo aspetto, è la necessità di analizzare scenari energetici a lungo termine. Questi e molti altri aspetti, sono tipici studi da va-lutare con il programma, in modo da identiﬁcare i possibili sviluppi a breve e lungo termine.

L’energia primaria consumata in Irlanda nel 2007 è stata di 16,1 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio (Mtep). Il periodo dal 1990 al 2007 ha visto un incre-mento nei consumi di energia pari al 69,8%. Nel 2007, il 96% di tutta l’energia usata in Irlanda era importata.

Figura 2.6: Irlanda.

Lo scenario elettrico

La crescita di energia primaria rinnovabile tra il 1990 e il 2007 è stata di 182%, pari al 6,3% annuo. L’energia primaria rinnovabile è cresciuta del 12% nel 2007 (rad-doppiata tra il 2003 e il 2007, da 2.605 GWh a 5.152 GWh). La quota di elettricità da energia rinnovabile è andata vicino al raddoppio tra il 1990 e il 2007 da 4,9% a 9,4%. L’energia elettrica totale generata da energia rinnovabili ha raggiunto 2.758 GWh nel 2007, permettendo all’Irlanda il raggiungimento dell’obiettivo del 15% di FER nel 2010.

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Figura 2.7: Potenza e tipologia degli impianti di produzione (MW e percentuali).

Lo scenario termico

L’energia termica rinnovabile cresce da 1.256 GWh a 2.139 GWh tra il 1990 e il 2007 e rappresenta il 3,4% dell’energia termica usata nel 2007. L’obiettivo irlandese è di raggiungere nel 2020 il 12% di energia termica rinnovabile.

Figura 2.8: Fonti di generazione termica (percentuali).

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