a cura di Assoelettrica

 

Le reti energetiche, e in particolare quelle elettriche, hanno un ruolo fondamentale nel quadro energetico del Paese; un’inadeguata infrastruttura di rete rischia di ritardare la realizzazione di nuovi investimenti in impianti di generazione o di condizionare il funzionamento di quelli già in esercizio, a causa della difficoltà di trasferire l’energia dai siti di produzione ai centri di consumo.

L’attivazione in Italia, nel 2004, della borsa elettrica e del mercato giornaliero dell’energia ha evidenziato la presenza di strozzature sulla rete di trasmissione elettrica nazionale, che, in molte ore del giorno, non permettono il completo sfruttamento degli impianti che producono a prezzi più bassi. A causa delle congestioni che si creano sulla rete di trasmissione, il prezzo dell’energia elettrica prodotta in Italia non è unico ma è differenziato a seconda della regione geografica in cui è collocato l’impianto di produzione. Le strozzature della rete (es. quella tra la Sicilia e il continente) infatti comportano il contingentamento della produzione di impianti di generazione a basso prezzo collocati in zone con eccesso di produzione (in particolare l’area sud della penisola) e il corrispondente incremento della produzione da parte di impianti più costosi, localizzati in altre aree (es. in Sicilia e Sardegna) con conseguente aggravio di costo per il consumatore.

Negli ultimi anni i problemi di carenza di capacità di trasporto, all’origine della separazione del mercato dell’energia in zone di prezzo, stanno condizionando anche la produzione da fonti rinnovabili. Infatti, la crescente diffusione di parchi eolici e di grandi impianti fotovoltaici che si è avuta in alcune regioni del sud (in particolare in Puglia e Campania) ha messo in crisi la rete di trasmissione di quelle regioni, che, con sistematicità, non è in grado di accettare tutta l’energia prodotta dagli impianti a fonti rinnovabili.

Per raggiungere gli obiettivi di energia elettrica rinnovabile utilizzata in Italia al 2020 è previsto anche un significativo contributo di elettricità verde prodotta in Paesi prospicienti la nostra penisola; questa dovrà essere importata nel nostro Paese tramite linee elettriche di interconnessione. A tal riguardo sono previste nuove interconnessioni con l’Albania, il Montenegro e la Tunisia, da realizzarsi tramite cavi sottomarini funzionanti in fonti rinnovabili è subordinato al potenziamento e all’estensione della rete elettrica, che va considerata come il principale fattore abilitante per il conseguimento degli obiettivi di politica energetico-ambientale del Paese.

In questo nuovo quadro, l’esercizio della rete di trasmissione è un compito che diventa progressivamente più complesso e per il quale è necessario supportare l’operatore di rete con sistemi di automazione e di ausilio alla gestione di eventi imprevisti, per fronteggiare le situazioni di rischio e garantire in ogni situazione la sicurezza del sistema. Non solo nuove linee, ma anche più automazione e intelligenza per la rete di trasmissione del domani.

Ma il cambiamento più rilevante sull’infrastruttura elettrica, conseguente al nuovo quadro di riduzione delle emissioni di CO2 e all’apertura del mercato dell’energia, riguarda certamente la rete di distribuzione. L’odierna rete di distribuzione è stata progettata per garantire la connessione e l’alimentazione dei centri di consumo, distribuendo l’energia prelevata dalla rete di trasmissione. Questa modalità di funzionamento, di tipo passivo, è già oggi messa in discussione da molteplici nuove esigenze cui la rete di distribuzione è chiamata a dare risposta: una crescente quantità di generatori di piccola taglia alimentati da fonti rinnovabili chiede di essere connessa alla rete; nuovi impieghi del vettore elettrico (es. pompe di calore per il riscaldamento e auto elettriche), che richiedono una gestione flessibile dei prelievi; infine, per partecipare attivamente al mercato, la clientela diffusa deve avere conoscenza dei propri consumi e del prezzo dell’energia nelle diverse ore della giornata, e, se lo desidera, può rendersi disponibile a fornire servizi di supporto alla rete (es. interrompibilità diffusa).

Per far fronte a queste esigenze occorre una rete di distribuzione più flessibile e interattiva di quella odierna, insomma una rete elettrica intelligente, o, con una definizione molto evocativa entrata in uso anche tra i non addetti ai lavori, una Smart Grid. Con questo termine si intende una rete che integra e gestisce in modo efficiente il comportamento e le azioni di tutti gli utenti connessi (generatori e punti di prelievo), al fine di garantire un funzionamento economicamente efficiente del sistema elettrico, con elevati livelli di sicurezza, continuità e qualità della fornitura. Un esercizio “smart” della rete di distribuzione permette di sfruttare al meglio l’infrastruttura elettrica esistente, sopperendo alle difficoltà connesse ai nuovi sviluppi di rete, i cui iter autorizzativi sono spesso causa di ritardi e lunghi tempi di realizzazione.

Se le Smart Grid sono uno dei principali fattori abilitanti per il conseguimento degli obiettivi della politica energetica europea, quali sono i fattori abilitanti per le Smart Grid? In primo luogo le nuove tecnologie. Tra queste l’ICT gioca un ruolo fondamentale; alla rete elettrica si dovrà aggiunge e integrare una rete informatica per il controllo della generazione distribuita, la gestione delle colonnine di ricarica dell’auto elettrica e l’interazione con l’utenza diffusa attraverso i contatori elettronici di nuova generazione e altri dispositivi di utente. Nuove e più sofisticate funzioni di supervisione e controllo supporteranno il distributore nella gestione della propria rete, secondo un approccio simile a quello oggi adottato nella rete di trasmissione. Per far fronte alla maggiore aleatorietà della generazione e dei prelievi sulla rete, si farà ricorso a sistemi di previsione che tengano in conto le condizioni meteo e le abitudini degli utenti.

Gran parte delle tecnologie necessarie sono già oggi disponibili, ma servono soluzioni integrate, che rispondano alle esigenze del sistema elettrico. Il mercato si attende prodotti a basso costo, rispondenti a standard tecnici condivisi e che salvaguardino la sicurezza del sistema e la riservatezza dei dati dei clienti. Un ulteriore, indispensabile sostegno allo sviluppo delle Smart Grid dovrà venire dai meccanismi di regolazione. Il regolatore deve fornire al distributore gli adeguati segnali affinché i suoi investimenti non siano rivolti esclusivamente al rafforzamento della rete esistente, ma mirino allo sviluppo delle nuove funzionalità e infrastrutture per rendere la rete intelligente. Occorre remunerare i nuovi servizi che la rete è chiamata a fornire: essa non dovrà solo distribuire energia ai consumatori, ma anche connettere e accettare produzione dalla generazione distribuita, trasmettere informazioni dettagliate ai clienti, rendere possibili nuovi business (es. auto elettrica, aggregatori di clienti). In quest’ottica, è evidente che una remunerazione basata esclusivamente sull’energia distribuita è limitativa e rischia di non dare ai distributori i giusti segnali per gli investimenti. Sono quindi necessari nuovi indicatori (es. quantità di generazione connessa alla rete) che riflettano i nuovi compiti richiesti alla rete, ai quali legare meccanismi di remunerazione e incentivazione per il distributore. In tutto questo, si dovrà prestare particolare attenzione affinché i maggiori costi pagati in bolletta per i nuovi servizi siano commisurati ai benefici che ne deriveranno all’utente.

Il panorama internazionale è ricco di programmi e progetti a supporto della realizzazione di Smart Grid. Tra gli altri, a livello europeo si ricorda l’European Electricity Grid Iniative (EEGI), un programma di R&D industriale finalizzato allo sviluppo delle reti del futuro che prevede investimenti per 2 miliardi di euro. Programmi analoghi sono stati lanciati negli Stati Uniti, in Giappone e in Corea del Sud. In un contesto di grande vivacità e fermento, l’Italia sta giocando un ruolo di primo piano. Già a fine degli anni Novanta, prima ancora che il termine Smart Grid fosse stato coniato, ENEL lanciava il progetto del contatore elettronico esteso a tutti i tipi di utenza; oggi, con più di trenta milioni di contatori installati, l’esperienza italiana è presa a modello a livello mondiale. L’AEEG dal canto suo, tramite la deliberazione ARG/elt 39/10, ha stimolato i distributori italiani a realizzare Smart Grid dimostrative, prevedendo uno specifico meccanismo incentivante che aumenta il tasso di remunerazione del capitale investito in progetti pilota ritenuti meritevoli.
Tra le proposte presentate sono state selezionati otto progetti di altrettanti distributori e le attività realizzative sono già in corso. Questa iniziativa metterà l’Italia tra i primi paesi in cui le Smart Grid sono applicate su reti full scale, da parte del gestore di rete. Anche sul versante della ricerca il nostro Paese sta giocando un ruolo di primo piano: ENEL è tra i promotori dell’iniziativa europea EEGI e di alcuni importanti progetti di ricerca dimostrativi finanziati nell’ambito del 7° Programma Quadro a cui partecipa insieme a università e centri di ricerca pubblici nazionali; mentre ENEA e RSE sono i coordinatori del Joint Program Smart Grid lanciato all’interno di EERA (Europea Energy Research Alliance), che raccoglie 14 dei principali centri di ricerca pubblici europei.

Le Smart Grid sono quindi un’occasione importante di sviluppo per il nostro Paese; per essere colta appieno è però necessario che, oltre ai distributori e agli istituti di ricerca, si attivi anche l’industria nazionale, che dovrà fornire i prodotti e le soluzioni tecnologiche su cui sarà basata la rete di distribuzione del futuro. In tal modo gli ingenti investimenti sostenuti dai distributori e spesati dalle tariffe elettriche pagate da consumatori potranno avviare un circolo virtuoso, con importanti ricadute sul nostro tessuto industriale.

Il ruolo dell’utente, sia esso generatore o consumatore. La gestione intelligente della nuova rete di distribuzione prevede che l’utente si comporti in maniera flessibile e responsabile, cioè sia pronto a modificare il proprio comportamento in risposta a segnali dalla rete e lo faccia realmente quando gli viene chiesto.

Nello specifico, il primo risultato atteso è che il consumatore rimoduli i propri consumi elettrici in base al diverso prezzo dell’energia elettrica, più cara nelle ore del giorno e più a buon mercato di sera, la notte e nei fine settimana. La tariffa bioraria dell’energia, attiva da qualche mese, dovrebbe già ora indurre questo nuovo comportamento, di cui beneficeranno tanto i consumatori (pagando meno l’energia) quanto il sistema elettrico. Ma in prospettiva, al consumatore potrà essere chiesta un’interattività ancora maggiore: ad esempio, ridurre i propri consumi nei momenti di grande carico della rete, differendo nel tempo l’utilizzo di alcuni elettrodomestici (es. lavatrice, boiler elettrico) o limitando il livello di confort nella propria abitazione (es. accettando una temperatura più alta negli ambienti con climatizzazione estiva); ma anche, incrementare i propri consumi (anticipando il funzionamento di particolari elettrodomestici) nei periodi in cui sulla rete c’è un eccesso di energia da fonti rinnovabili non programmabili. Tutto questo si potrà realizzare solo grazie alla disponibilità di canali di comunicazione affidabili e poco costosi tra il gestore di rete e l’utente, e di elettrodomestici e sistemi domotici intelligenti che, dialogando con il gestore di rete, gestiscono automaticamente le richieste della rete. Il cliente consumatore disponibile a rispondere alle richieste della rete vedrà riconosciuta economicamente la sua flessibilità.

Quanto descritto per il consumatore a maggior ragione dovrà valere per i piccoli generatori, che oggi producono solo sulla base della disponibilità della risorsa naturale o delle proprie necessità (quest’ultimo è il caso dei cogeneratori), ma che in futuro potranno anch’essi essere chiamati a rispondere agli ordini del gestore di rete, come già avviene per i grandi impianti di produzione connessi alla rete di trasmissione.

Insomma, la rete di distribuzione potrà essere davvero “smart” solo se i suoi “clienti” (cioè i consumatori e generatori connessi alla rete) saranno a loro volta disponibili a comportarsi in modo intelligente, cioè a interagire con la rete e a flessibilizzare il proprio comportamento in funzione delle esigenze del sistema elettrico. Oggi la situazione non sta in questi termini: il piccolo cliente infatti non ha praticamente obblighi verso la rete, se non di rispettare il massimo livello contrattuale di prelievo/immissione. È quindi lecito chiedersi quanto il cliente sarà disposto a modificare il proprio comportamento, rispettando i futuri nuovi impegni presi con la rete, da cui dipende la sicurezza dell’intero sistema elettrico. In altri termini, il successo delle Smart Grid, e quindi le opportunità per i piccoli clienti, dipendono anche dalla loro disponibilità a costituire un sistema elettrico più dinamico e flessibile.