Microreti di distribuzione per il miglioramento dell`efficienza

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Università degli Studi di Cagliari
Dipartimento di Ingegneria Elettrica ed Elettronica
Dottorato in Ingegneria Industriale
XXI ciclo
Tesi di Dottorato di:
GIAN GIUSEPPE SOMA
Microreti di distribuzione per il miglioramento
dell'efficienza energetica e della qualità del
servizio nel terziario e nell'industria
Questa Tesi può essere utilizzata, nei limiti stabiliti dalla normativa vigente sul Diritto d’Autore
(Legge 22 aprile 1941 n. 633 e succ. modificazioni e articoli da 2575 a 2583 del Codice civile) ed
esclusivamente per scopi didattici e di ricerca; è vietato qualsiasi utilizzo per fini commerciali. In ogni
caso tutti gli utilizzi devono riportare la corretta citazione delle fonti. La traduzione, l'adattamento
totale e parziale, sono riservati per tutti i Paesi. I documenti depositati sono sottoposti alla legislazione
italiana in vigore nel rispetto del Diritto di Autore, da qualunque luogo essi siano fruiti.
A Valeria
Ringraziamenti
Il primo doveroso ringraziamento è per le società SARTEC e SARAS,
con particolare riferimento a prof. Antonio Viola, all’Ing. Stefano
Callera ed all’Ing. Davide Carta, per il fondamentale contributo e
supporto allo svolgimento dell’attività di ricerca necessaria per questo
lavoro di Tesi.
Un sentito ringraziamento al prof. Fabrizio Pilo, per aver creduto
nelle mie possibilità ed avermi sapientemente guidato nel corso del
Dottorato.
Un ultimo, ma non meno importante, ringraziamento va a Valeria,
perché in questi tre anni ha saputo starmi vicino, nonostante i miei
mille difetti. Grazie a te, amore mio, che sei stata per me come un
angelo venuto dal cielo, che ha saputo aiutarmi in tanti momenti
difficili. Grazie per i tuoi preziosi consigli, anche se allo stesso tempo ti
chiedo scusa per quelle occasioni nelle quali la mia testardaggine mi
ha portato a non sfruttarli… grazie perché ci sei e ricorda sempre che ti
amo, sempre più di ieri e meno di domani…
CAGLIARI, febbraio 2009
Indice
INTRODUZIONE ..........................................................................................................1
CAPITOLO 1 . GENERAZIONE DISTRIBUITA ...............................................................7
1-2 Tecnologie per la GD .................................................................................................9
1-2.1 Motori a combustione interna ..............................................................................9
1-2.2 Turbine a gas e microturbine .............................................................................11
1-2.3 Impianti fotovoltaici ...........................................................................................12
1-2.4 Impianti eolici.....................................................................................................12
1-2.5 Impianti micro-eolico .........................................................................................13
1-2.6 Celle a combustibile ...........................................................................................14
1-2.7 Impianti idroelettrici ..........................................................................................15
1-2.8 Motori Stirling ....................................................................................................16
1-2.9 Tecnologie per generazione da biomasse...........................................................16
1-3 Generazione Distribuita: pregi e difetti ....................................................................17
1-4 Condizioni economiche per la connessione..............................................................19
CAPITOLO 2 . IL MERCATO ELETTRICO ...................................................................25
2-1 La liberalizzazione del mercato elettrico..................................................................26
2-2 Le destinazioni dell’energia elettrica........................................................................28
2-3 La Borsa Elettrica Italiana (IPEX) ...........................................................................29
2-4 Il sistema di distribuzione nel mercato .....................................................................33
2-5 Bilanciamento e scambio..........................................................................................36
2-6 Il vettoriamento dell’energia elettrica ......................................................................38
2-7 Energia elettrica e fiscalità .......................................................................................39
2-8.1 Microrete ottenuta con rete di distribuzione privata..........................................44
2-8.2 Microrete “virtuale” con generazione distribuita..............................................45
CAPITOLO 3 . SCHEMI DI RETE PER LA DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA...................49
3-1 Schemi di rete...........................................................................................................50
3-1.1 Reti radiali..........................................................................................................51
3-1.2 Reti magliate.......................................................................................................53
3-1.3 Reti con struttura ad anello ................................................................................55
3-2 Il sistema di distribuzione italiano............................................................................56
3-3 Strutture di rete in presenza di GD ...........................................................................57
CAPITOLO 4 . LE RETI ELETTRICHE DEL FUTURO .....................................................61
4-1 La Terza Rivoluzione Industriale .............................................................................62
4-2 La rete attiva.............................................................................................................68
4-3 Le reti intelligenti: SmartGrids.................................................................................70
4-4 Le reti del futuro: Virtual Utility ..............................................................................74
4-5 Le reti del futuro: reti in corrente continua...............................................................76
1
Indice
CAPITOLO 5 . LE MICRORETI ....................................................................................79
5-1 Definizione di microrete .......................................................................................... 80
5-2 Vantaggi e svantaggi delle microreti ....................................................................... 84
5-3 La cogenerazione ..................................................................................................... 87
5-3.1 Esercizio di un cogeneratore ............................................................................. 90
5-4 La microcogenerazione............................................................................................ 91
5-5 Delibera AEEG 42/02 e cogenerazione ................................................................... 93
5-5.1 Indice di Risparmio Energetico (IRE)................................................................ 94
5-5.2 Limite termico (LT) ............................................................................................ 95
5-5.3 Agevolazioni concesse agli impianti di cogenerazione...................................... 96
5-6 Progetti di ricerca sulle microreti............................................................................. 97
5-6.1 I progetti di ricerca negli Stati Uniti d’America................................................ 98
5-6.2 Attività della piattaforma europea sulle SmartGrids ....................................... 110
5-6.3 Progetti di ricerca europei: siti sperimentali disponibili................................. 112
5-6.4 Differenziazione della ricerca europea rispetto a quella americana............... 115
5-6.5 Attività di ricerca in Giappone (NEDO) .......................................................... 116
5-6.6 Progetti di ricerca in Canada .......................................................................... 118
CAPITOLO 6 . DMS E CONTROLLO DI MICRORETI ..................................................121
6-1 Controllo di una microrete ..................................................................................... 122
6-2 Le comunicazioni nelle microreti .......................................................................... 127
6-3 Distribution Management System.......................................................................... 129
6-3.1 Funzioni di base............................................................................................... 130
6-3.2 Applicazioni ..................................................................................................... 131
6-3.3 Controllo della velocità e della frequenza ....................................................... 131
6-3.4 Funzionamento in parallelo alla rete............................................................... 132
6-3.5 Funzionamento in isola.................................................................................... 133
6-3.6 Il controllo del carico termico ......................................................................... 133
6-3.7 Il controllo del carico elettrico ........................................................................ 133
6-3.8 Gestione delle unità di accumulo..................................................................... 134
6-4 I DMS presenti sul mercato ................................................................................... 134
6-4.1 AREVA ............................................................................................................. 135
6-4.2 ABB .................................................................................................................. 135
6-4.3 DMS Group...................................................................................................... 136
6-4.4 SIEMENS ......................................................................................................... 136
6-4.5 ELSAG DATAMAT........................................................................................... 137
CAPITOLO 7 . EMS NEURALE .................................................................................139
7-1 Le reti neurali......................................................................................................... 139
7-1.2 Reti neurali ed EMS ......................................................................................... 143
7-2.1 Creazione dei pattern di addestramento. ......................................................... 145
7-2.2 Definizione della rete neurale.......................................................................... 147
CAPITOLO 8 . INDIVIDUAZIONI DEI SITI OTTIMALI PER L’ALLOCAZIONE DI GD ....149
8-1 Definizione del problema....................................................................................... 150
8-1.1 La codifica del problema ................................................................................. 151
8-1.2 Implementazione degli Operatori Genetici ...................................................... 152
2
Indice
8-3 Gli algoritmi genetici .............................................................................................154
8-3.1 La filosofia degli algoritmi genetici canonici...................................................155
8-3.2 Descrizione degli operatori fondamentali ........................................................156
8-3.3 Criteri d'arresto................................................................................................159
CAPITOLO 9 . ESEMPI DI MICRORETE .....................................................................161
9-1 Definizione degli studi di allocazione ....................................................................162
9-2 Analisi economica ..................................................................................................167
9-3 Analisi di impatto ambientale.................................................................................168
9-4 Calcolo del risparmio per il singolo cliente............................................................170
9-5 EMS neurale nella microrete “test”........................................................................170
9-6 Dati per la microrete in area industriale .................................................................174
9-7 Rete in area industriale: il “caso base” ...................................................................176
9-8 Rete in area industriale: risultati.............................................................................179
9-9 Rete in area industriale: commenti .........................................................................181
9-10 Dati per la microrete commerciale .......................................................................186
9-11 Microrete commerciale: risultati ..........................................................................189
9-12 Microrete commerciale: commenti.......................................................................190
CONCLUSIONI ........................................................................................................191
BIBLIOGRAFIA .......................................................................................................193
3
Introduzione
L’incidenza dei costi di approvvigionamento energetico spinge
i consumatori a perseguire politiche volte a massimizzare i
benefici derivanti dal mercato dell’energia. Il mercato
dell’energia permette infatti l’accesso a tariffe di acquisto
differenziate in ragione del regime contrattuale scelto, dei profili
di prelievo e delle quantità acquistate. Inoltre, è possibile
sfruttare disponibilità energetiche da fonti rinnovabili, per le
quali sono in vigore regimi di incentivazione molto
remunerativi, o puntare al miglioramento dell’efficienza
energetica, mediante un migliore sfruttamento delle fonti
energetiche convenzionali (cogenerazione di energia elettrica e
calore ad alta efficienza).
In tali condizioni si assiste ad una crescente diffusione delle
fonti di produzione distribuita (Generazione Distribuita, GD).
Dati recenti mostrano infatti che le domande di connessione di
impianti di produzione di taglia piccola e media hanno ormai
raggiunto un tasso mensile dell’ordine di 4000 domande di
connessione alla rete di bassa tensione e di 500 alla rete di
media tensione. Si tratta di un livello di penetrazione della GD
che impone la necessità di trovare nuovi sistemi di gestione e
controllo del sistema di distribuzione che esaltino i benefici
insiti nel nuovo paradigma di sviluppo, fondato sulla presenza
di generatori distribuiti e clienti attivi.
1
Introduzione
La diffusione in larga scala della GD è stata a lungo
rallentata dallo stato in cui si trova il sistema di distribuzione,
che al momento non è in grado di accogliere una forte
penetrazione di GD. I motivi sono diversi, ma derivano
principalmente dal fatto che nel corso degli anni le reti di
distribuzione non sono state concepite tenendo conto della
possibilità di produrre in loco parte della potenza necessaria al
sostentamento dei carichi. Per queste ragioni, è necessario
apportare modifiche nelle modalità operative delle reti di
distribuzione che, perdendo la caratteristica di reti puramente
passive, richiederanno gestione e controllo delle risorse
energetiche distribuite, siano esse costituite da carichi o
generatori, e dovranno dotarsi di efficienti sistemi di
comunicazione, acquisizione dati e stima dello stato.
Da queste considerazioni si intuisce l’esigenza di studiare
nuove soluzioni di rete in grado di rispondere alle nuove
esigenze, ottimizzando i benefici e minimizzando gli
inconvenienti eventualmente imputabili ad una massiccia
presenza di GD nel sistema di distribuzione.
In tale contesto, la Commissione Europea ha creato una
piattaforma ecologica europea per le reti intelligenti e ha
pubblicato nel 2006 un documento strategico a lungo termine
per la riconfigurazione delle reti elettriche europee in modo da
renderle intelligenti, distribuite e interattive (nasce quindi il
concetto di SmartGrids). E’ interessante constatare, a riguardo,
come il nuovo piano energetico dell’UE anticipi le reti
intelligenti del futuro, con la previsione che le reti siano
scorporate o almeno rese progressivamente indipendenti dai
produttori di energia così che nuovi attori, specialmente piccole
e medie imprese e utenti privati, abbiano l’opportunità di
vendere energia alla rete con la stessa facilità e trasparenza con
cui noi oggi è possibile produrre e distribuire informazioni su
internet. Per attuare tale concetto si rende però necessaria una
riconfigurazione delle reti energetiche europee secondo gli
2
Introduzione
schemi di internet per permettere alla imprese e all’utenza
privata di produrre la propria energia e di scambiarla
facilmente. La SmartGrid, definibile come l’applicazione della
tecnologia digitale alla distribuzione e consegna dell’energia ai
clienti finali, va proprio in questa direzione.
Le reti intelligenti, in linea generale, sono costituite da
schemi di distribuzione che permettono all’utenza privata, alle
piccole e medie imprese e alle grandi imprese di produrre
localmente energia rinnovabile – attraverso pannelli solari,
eolico, piccolo idroelettrico, residui animali e agricoli, rifiuti
organici, ecc. – e di utilizzarla per i loro bisogni elettrici. Tra i
vari schemi di rete innovativi allo studio, si possono
sicuramente citare le microreti, che possono risultare una
soluzione efficiente a questo problema: un ibrido tra la
generazione classica e la GD. Il vantaggio principale di una
microrete è che può essere vista come un'entità controllata
all'interno della rete, con la potenzialità di alimentare un
gruppo di utenti, adattando la qualità della fornitura,
riducendo i costi. La gestione di una microrete, con la necessità
di combinare diverse tecnologie, suggerisce l’adozione di un
approccio più flessibile nel controllo che viene espletato a livello
centralizzato mediante un MGCC (MicroGrid Central Controller)
che coordina mediante un Energy Management System (EMS)la
produzione ed il consumo delle risorse nella microrete.
L’utilizzo delle microreti sta suscitando grande interesse nella
comunità scientifica in quanto esse possono costituire una
risposta importante alla ricerca di economicità e qualità del
servizio. L’economia di gestione della microrete è infatti
garantita dalla ottimizzazione delle curve di produzione
dell’energia e dei prelievi, mentre l’incremento della qualità e
del servizio si ottiene grazie alla capacità di sostenere il carico
durante i disservizi del sistema di distribuzione ed alla
possibilità di alimentare utenze privilegiate in modo mirato.
3
Introduzione
Lo scopo di questa tesi è lo studio delle microreti come
innovativo sistema di gestione per la GD. Allo stato attuale,
infatti, la GD è progettata e gestita come singole unità
autonome che operano indipendentemente fra loro, senza alcun
legame e/o comunicazione tra i singoli nodi di generazione.
Adottando una struttura a microrete, invece, è possibile
realizzare una gestione ottimale e combinata delle varie unità
di produzione, che tenga conto dei vari costi di produzione,
portando ad un notevole vantaggio tecnico ed economico nei
confronti di tutte le componenti del sistema elettrico
(produttori, distributori ed utenti). Per studiare i benefici
conseguibili con le microreti, al fine di valutarne la convenienza
economica, è stato sviluppato un EMS a logica neurale per la
sua gestione ottima. La ragione dell’utilizzo delle reti neurali
nell’EMS risiede nella loro capacità di ricostruire la relazione
ingresso/uscita di un qualunque processo in mancanza di un
suo modello. L’EMS realizzato, in base ai dati relativi alla Borsa
Elettrica, alla potenza richiesta dai carichi ed alle condizioni
meteorologiche (vento) fornisce i set-point dei generatori (attivi
e reattivi) e l’offerta di energia per il mercato.
Con particolare riferimento alle microreti, un primo
problema che si deve affrontare nella realizzazione di tale
struttura, è sicuramente quello di ricavare numero, taglia e
posizione ottima dei generatori. In generale, le microreti di
taglia più piccola, soprattutto nella fase iniziale del mercato,
sono più economici e più semplici da gestire tenendo conto
anche del minor personale necessario o più generatori siano di
taglia confrontabile rispetto al carico. Ad ogni modo, poiché le
scelte possono essere sempre troppo ristrette al caso in esame,
è facile capire come ci si trova di fronte quindi ad un problema
di allocazione ottima, inclusi i dispositivi necessari ed i
contratti per lo scambio di energia con la rete. Per questo
motivo, oltre al sistema di gestione ricordato in precedenza,
sono state utilizzate particolari tecniche di ottimizzazione
4
Introduzione
(Algoritmi Genetici) al fine di definire l’allocazione dei generatori
all’interno della microrete, tenendo inoltre conto della domanda
termica; in tale ottimizzazione è stato fondamentale
l’inserimento della gestione ottima mediante EMS al fine di
stabilire il miglior investimento e, conseguentemente, la
migliore configurazione per la microrete in esame.
L’EMS neurale implementato e le tecniche di allocazione
ottima sono state verificate mediante alcune applicazioni di
microreti in diversi contesti applicativi reali, quali distretti
industriali e piattaforme commerciali.
Nel Capitolo 1 si presentano le definizioni di generazione
distribuita,
con
una
discussione
sui
relativi
vantaggi/svantaggi. Un paragrafo è inoltre dedicato alle
tecnologie di generazione disponibili (eolico, solare, celle a
combustibile, microturbine).
Il Capitolo 2 è relativo alla presentazione del mercato
elettrico italiano, con le relative modalità di funzionamento e gli
organismi regolatori, compresa la Borsa Elettrica (IPEX),
istituita in Italia nel 2004. Un paragrafo è dedicato alla fiscalità
dell’energia elettrica, mentre nell’ultimo si illustra le modalità
di applicazione del concetto di microrete nell’attuale mercato
elettrico.
Il Capitolo 3 è dedicato all’illustrazione dei schemi di
distribuzione tradizionali, attualmente in uso, con particolare
riferimento al sistema di distribuzione elettrica italiano.
Nel Capitolo 4 si presentano invece i principali schemi di rete
che saranno utilizzati nel futuro (smartgrids, virtual utilities,
etc…). Per gli schemi principali, si presenteranno le relative
definizioni e caratteristiche. Un paragrafo è dedicato
all’illustrazione dei principi che hanno guidato e guideranno la
ricerca del settore in ambito europeo, grazie alle varie direttive
europee emanate (e conseguenti progetti di ricerca) nel corso
degli anni.
5
Introduzione
Nel Capitolo 5 si presentano le microreti di distribuzione, in
termini di definizioni e caratteristiche, viste come una nuova
soluzione per risolvere i problemi derivanti dalla GD,
analizzando inoltre i notevoli benefici economici che tale
schema consente di ottenere.
Nel Capitolo 6 si presentano le innovative strategie di
controllo adottate nelle microreti ed i sistemi di Distribution
Management System (DMS), per i quali si presenta inoltre una
breve indagine di mercato.
Nel Capitolo 7 si presenta l’EMS neurale realizzato; in
particolare, dopo aver brevemente descritto le reti neurali, che
costituiscono la tecnica di risoluzione adottata, si descrive il
funzionamento dell’EMS implementato.
Nel Capitolo 8 si definiscono le tecniche di ottimizzazione ed i
criteri adottati per l’allocazione ottima della Generazione
Distribuita, con particolare riferimento alle microreti.
Nel Capitolo 9 si presentano infine i risultati ottenuti, con
relativi procedimenti e motivazioni, in questo lavoro di tesi. In
altri termini, in questo capitolo viene mostrato, con alcuni
esempi significativi (distretto industriale e piattaforma
commerciale), come la procedura adottata sia in grado di
individuare soluzioni economicamente vantaggiose.
6
Capitolo 1.
Generazione Distribuita
L’apertura del mercato elettrico alla competizione comporta la necessità di
ridurre i costi di realizzazione rispetto al passato, dal momento che non è più
possibile usufruire degli aiuti di Stato per compensare gli elevati costi. In tale
contesto, l’adozione di obiettivi ambientali internazionali come le direttive
sulle rinnovabili ed il continuo sviluppo delle tecnologie di generazione sono
i principali elementi che sostengono l’interesse e lo sviluppo sempre
maggiore del concetto di Generazione Distribuita (GD).
La notevole crescita dei consumi energetici, la forte competitività del
mercato elettrico e l’attenzione nei confronti del problema ambientale sono
solo alcune delle motivazioni che hanno fatto registrare un interesse crescente
sui temi della GD per i quali si sono attivati importanti finanziamenti per
azioni di ricerca e sviluppo.
Lo scopo del presente capitolo è fornire alcune definizioni di GD,
presentare le principali tecnologie adottate, i pregi ed i difetti della GD; si
forniscono inoltre alcune informazioni essenziali sulle motivazioni che
stanno spingendo sempre di più la diffusione di GD nelle attuali reti di
distribuzione, anche mediante l’analisi dell’impatto tecnico-economico della
GD sui sistemi di distribuzione. L’ultimo paragrafo è dedicato alla
presentazione delle attuali condizioni economiche per la connessione degli
utenti (produttori e clienti passivi), come definite e recentemente aggiornate
dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG).
7
Capitolo 1
1-1 Definizione di Generazione Distribuita (GD)
La definizione di Generazione Distribuita (GD) non è mai stata
univocamente accettata e, di conseguenza, le definizioni differiscono spesso
in base alla caratteristica che di volta in volta si considera, come la taglia, la
localizzazione o il punto di connessione. Dall’analisi delle diverse definizioni
di GD in ambito internazionale, nonché dall’analisi del quadro normativo
nazionale, è possibile dedurre che essa consiste in un nuovo modello di
produzione e distribuzione di energia (elettrica con o senza cogenerazione di
calore), che si basa sull’integrazione nelle reti elettriche di piccoli-medi
impianti (da qualche decina/centinaio di kW a qualche MW) generalmente
connessi alla rete di distribuzione e localizzati presso il consumatore finale.
Per quanto riguarda gli elementi del quadro normativo nazionale
potenzialmente concorrenti alla definizione di GD, si osserva che in varie
normative attualmente vigenti (es. direttiva 2003/54/CE) viene introdotta una
soglia pari a 10 MVA al di sotto della quale sono previsti, per gli impianti di
generazione, semplificazioni e trattamenti differenziati rispetto agli altri
impianti relativamente ai regimi di connessione e di cessione dell’energia
elettrica. In tale contesto, la GD può essere dunque definita anche come
l’insieme degli impianti di generazione con potenza nominale inferiore a 10
MVA.
Un sottoinsieme della GD è rappresentato dalla microgenerazione, ossia
l’insieme degli impianti per la produzione di energia elettrica, anche in
assetto cogenerativo, con capacità di generazione elettrica non superiore a 1
MW (art. 1, comma 85, legge n. 239/04).
La GD si basa su tecnologie di generazione di vario genere, che sfruttano
fonti energetiche combustibili di origine fossile (gas naturale, olio
combustibile, gasolio, carbone, ecc.) o fonti rinnovabili.
Tra le fonti rinnovabili si distinguono i combustibili derivati da risorse
energetiche disponibili sul territorio, come biomasse, scarti e residui
inorganici di produzione industriale ecc., e le fonti non combustibili, come
l’energia eolica, solare, geotermica e idraulica.
8
Capitolo 1
1-2 Tecnologie per la GD
Le tecnologie di generazione adottate per la GD sono molteplici.
Le principali tecnologie adottate sono le seguenti:
motori alternativi a combustione interna;
pannelli fotovoltaici, turbine eoliche e idrauliche, biomasse;
celle a combustibile, microturbine e motori stirling.
Nella Tab. 1-I sono riassunte le principali caratteristiche di alcune di
queste tecnologie. Di seguito verranno brevemente richiamate le principali
tipologie di generatori utilizzati per la GD.
1-2.1 Motori a combustione interna
I motori a combustione interna sono il mezzo più tradizionale e più
usato per la produzione di energia elettrica; tali motori, infatti, sono già
normalmente impiegati come unità di emergenza (gruppi elettrogeni), poiché
possono funzionare in parallelo con la rete di distribuzione.
I motori a combustione interna sono di solito classificati in base al ciclo
operativo, cioè alla successione delle fasi che il fluido attivo compie nel
cilindro e ripete con legge periodica.
Con tali posizioni, un motore alternativo è a due tempi quando il ciclo si
compie con due corse del pistone, in altre parole ad ogni giro dell’albero a
gomiti. Un motore è invece a quattro tempi quando il ciclo si compie con
quattro corse del pistone, cioè ogni due giri dell’albero motore.
Un’altra suddivisione riguarda l’utilizzo dell’aria di combustione: nei
motori “aspirati” l’aria è immessa nel cilindro a condizione ambientali; nei
motori sovralimentati, invece, si utilizza l’energia dei gas di scarico per
pilotare un turbocompressore, che comprime l’aria di combustione prima del
pistone. Con la sovralimentazione si possono ottenere prestazioni superiori a
quelle dello stesso motore aspirato, senza variare la cilindrata ed il numero di
giri.
I generatori con motori a combustione interna si trovano in un campo di
potenze compreso fra 1 kW e qualche decina di MW; i combustibili più
comunemente impiegati sono il gasolio ed il gas naturale.
9
Capitolo 1
Il maggiore vantaggio di questa tecnologia è il basso costo di produzione e
di manutenzione, mentre il principale svantaggio è il livello di emissioni
nocive che è fortemente variabile a seconda della tipologia e della taglia.
1
Tab. 1-I Tecnologie di generazione
1
Fonte: http://www.eren.doe.gov/der/chp/pdfs/chprev.pdf
10
Capitolo 1
1-2.2 Turbine a gas e microturbine
Le turbine e le microturbine operano sostanzialmente sulla base dello
stesso principio: il combustibile (gas) è bruciato nella camera di combustione
insieme al comburente (aria), opportunamente compresso dal compressore
rigidamente calettato con la turbina a gas. I prodotti della combustione, che
hanno elevata temperatura e pressione, sono fatti espandere nella turbina che
mantiene in rotazione il generatore elettrico. L’elevata temperatura dei gas in
uscita dalla turbina rende agevoli e molto efficienti cicli cogenerativi per la
produzione di energia termica ed elettrica.
Le turbine a gas di tipo industriale coprono un range compreso tra 5÷10
MW. I principali vantaggi di tale tecnologia sono:
compattezza;
leggerezza;
facilità di installazione;
basse emissioni;
vibrazioni e rumorosità contenute (con opportuni accorgimenti);
rapidità di avviamento;
semplicità di controllo a distanza.
Tra gli svantaggi si annoverano le basse efficienze e la necessità di operare
con combustibili pregiati.
Le microturbine (con potenza nominale compresa nel campo tra 25 e 500
kW), pur basandosi sullo stesso principio delle turbine a gas tradizionali,
sono caratterizzate da elevati rendimenti a basso carico elettrico ma da un
peggiore rendimento a carico nominale. Le microturbine, purtroppo,
conservano molti dei problemi delle turbine di taglia maggiore, ma hanno il
pregio di poter essere usate in applicazioni residenziali e terziarie grazie alle
dimensioni ed al peso contenuti e la ridotta manutenzione di cui necessitano.
Il generatore elettrico usato nelle microturbine genera una tensione
alternata ad elevata frequenza (una microturbina ruota a 70.000-120.000
giri/min) convertita alla frequenza di rete mediante un sistema di conversione
elettronico.
Le microturbine sono particolarmente adatte per applicazioni di
cogenerazione in quanto rendono disponibili grandi quantità di calore ad alta
11
Capitolo 1
temperatura che possono essere vantaggiosamente impiegate per
riscaldamento e/o condizionamento di edifici.
Le microturbine sono caratterizzate da bassi livelli di emissione di
inquinanti, in quante praticamente tutte le macchine attualmente in
commercio utilizzano tecnologie avanzate di combustione per ottenere basse
temperature di fiamma.
1-2.3 Impianti fotovoltaici
Gli impianti fotovoltaici operano la conversione diretta della radiazione
solare in energia elettrica.
I pannelli fotovoltaici sono costituiti da celle elementari, connessi in serie
e/o parallelo in modo da formare moduli o pannelli. Tali impianti sono
silenziosi, non necessitano ovviamente di alcun combustibile e perciò non
hanno emissioni inquinanti.
Nelle applicazioni isolate, poiché il ciclo solare giornaliero e le
perturbazioni atmosferiche non permettono una produzione costante, è
necessario dotare l’impianto di sistemi di accumulo, non indispensabili nel
caso di impianto connessi alla rete.
Con le attuali tecnologie, la produttività di un sistema fotovoltaico in Italia
è, includendo le perdite, variabile tra 1.000 e 1.500 kWh/anno·kWp, mentre il
rendimento d’impianto al netto delle perdite raggiunge il 10% (quello
complessivo può superare il 15%).
Il costo dell’energia elettrica prodotta dal fotovoltaico non è competitivo
con quello delle fonti primarie: per questo motivo nei principali paesi
dell’Unione Europea si ricorre ad opportune forme di incentivazione per
promuoverne l’utilizzo e lo sviluppo tecnologico.
1-2.4 Impianti eolici
Gli impianti eolici trasformano l’energia eolica del vento in energia
meccanica di rotazione, che poi viene convertita in energia elettrica.
Le turbine eoliche presentano una potenza nominale in un range che va da
500÷750 kW fino a 3÷4 MW, con diametri del rotore fino a 70 m.
12
Capitolo 1
La conversione dell’energia da meccanica ad elettrica avviene tramite un
generatore rotante che può essere sincrono o asincrono, accoppiati
direttamente alla rete oppure disaccoppiati tramite convertitori.
L’impatto ambientale delle centrali eoliche (wind farm) e la tutela del
patrimonio naturalistico è ancora oggi il maggiore ostacolo alla diffusione di
questa tecnologia in Italia e in Sardegna, nonostante la tecnologia eolica sia
ormai giunta ad un elevato livello di maturità e di piena competitività con le
fonti primarie.
Dal punto di vista operativo la fonte eolica è caratterizzata purtroppo,
come noto, da una marcata aleatorietà ed intermittenza. Il vento, infatti, può
essere utilizzato per la produzione di elettricità solo quando la sua velocità è
compresa tra 2 e 25 m/s, al di sopra della quale la macchina viene posta fuori
servizio per preservarne l’integrità.
Gli impianti eolici raggiungono un rendimento di conversione teorico del
59%, che si riduce nella pratica a valori molto più bassi.
1-2.5 Impianti micro-eolico
Il micro-eolico, in termini di potenza installata, non presenta ancora una
precisa definizione; in generale, per tale tipologia di generazione si può fare
riferimento ad una potenza installata inferiore a 100 kW, pur tenendo conto
che sotto i 20-30 kW circa l’impiego sarà domestico, mentre al di sopra di
tale livello si tratterà di applicazioni prossime a quelle industriali, tipicamente
di qualche centinaio di kW.
La stragrande maggioranza dei microgeneratori si presenta ad asse
orizzontale, con il rotore sopravento rispetto alla torre (il vento incontra
prima le pale e successivamente il sostegno) ed a conicità nulla (il piano di
rotazione delle pale forma una linea parallela ideale con l’orizzontale).
Le dimensioni ridotte delle turbine microeoliche non consentono
l’alloggio di motori di imbardata o altre componenti metalliche di cui sono
dotate le turbine di taglia media: per questo motivo, quasi tutte le
microturbine montano timoni direzionali per orientare il rotore in direzione
del vento.
In regime di vento forte, le turbine devono essere dotate di un sistema di
posizionamento passivo del rotore che ne disallinei l’asse rispetto a quello di
rotazione della pala. La maggior parte delle microturbine si ripiega su di una
13
Capitolo 1
cerniera in modo che il rotore ruoti verso il timone direzionale: alcune in
verticale, altre in orizzontale; la velocità del vento a cui avviene il
disallineamento e la maniera in cui si verifica dipendono dalla cerniera posta
tra timone direzionale e navicella.
Con riferimento al tipo di generatori, la maggior parte delle turbine eoliche
impiega alternatori a magneti permanenti: si tratta della configurazione più
semplice e robusta.
In ogni caso, é doveroso sottolineare che, per la peculiarità delle esigenze
a cui devono rispondere, le applicazioni di micro-eolico costituiscono un
settore tecnologicamente distinto da quello delle macchine di media e grande
taglia, e non necessariamente a questo correlato. Il micro-eolico è perciò
rivolto a specifici mercati di nicchia, in applicazioni che richiedono soluzioni
semplificate e concepite ad hoc, quindi irripetibili su macchine di media o
grande taglia.
La grande potenzialità del micro-eolico deriva dalla disponibilità diffusa
della risorsa vento, anche se con diverse potenzialità in termini geografici e/o
stagionali. I luoghi in Italia in cui sono installabili microimpianti eolici sono
svariati, ed in numero maggiore rispetto ai siti adatti per applicazioni di taglia
mediogrande: anche se alcuni modelli di aerogeneratori richiedono
caratteristiche di vento analoghe a quelle dei grandi impianti, questi si
installano con molte meno difficoltà di quelli grandi. L’impatto ambientale
del micro-eolico ha elementi in comune con quello dei grandi impianti
(notevole occupazione di suolo, impatto visivo, rumore, interferenze sulle
telecomunicazioni, effetti negativi su fauna e vegetazione, effetti
elettromagnetici), poiché interferisce con i medesimi elementi naturali, pur
determinando risultati percettivi diversi.
1-2.6 Celle a combustibile
Le celle a combustibile sono dispositivi in grado di realizzare la
combustione dell’idrogeno per via elettrochimica.
In una cella a combustibile idrogeno e ossigeno si legano a formare acqua
rendendo disponibile energia sotto forma di calore e di energia elettrica. Il
principio fisico sul quale si basano le celle a combustibile è noto da oltre
duecento anni, ma il loro sviluppo è stato a lungo ostacolato da problemi
14
Capitolo 1
tecnologici e dalla necessità di trovare materiali adatti per il catalizzatore.
Come le batterie, anche le celle sono costituite da due elettrodi separati da un
elettrolita; la principale differenza è che la cella converte direttamente
idrogeno in energia elettrica e funziona senza esaurirsi fino a che viene
mantenuto il flusso di combustibile e comburente agli elettrodi.
Il combustibile usato per la cella, come detto in precedenza, è l’idrogeno,
ma in alcuni casi essa può essere alimentata direttamente con idrocarburi che
subiscono all’interno della macchina una trasformazione che permette di
separare ed eliminare il carbonio sotto forma di CO2 in modo che solo
l’idrogeno vada a contatto con gli elettrodi (reforming).
I principali tipi di celle sono le alcaline, quelle ad acido fosforico, quelle a
membrana polimerica, quelle a carbonato fuso e quelle ad ossidi fusi. Le celle
a combustibile producono direttamente in corrente continua e necessitano
perciò di convertitori per la connessione alle reti distribuzione; in tal modo si
ottiene un’agevole regolazione di tensione, potenza e frequenza.
La temperatura di lavoro della cella varia tra 80 °C e 1.000 °C: sono
quindi possibili impieghi in cogenerazione con alte efficienze complessive
(circa 70%) e basse emissioni di inquinanti.
1-2.7 Impianti idroelettrici
Gli impianti idroelettrici sfruttano l’energia cinetica che l’acqua acquista
nel passaggio attraverso salti geodetici.
La trasformazione da energia potenziale in energia meccanica dell’acqua
avviene per mezzo di turbine, messe in rotazione dalla massa di acqua che
transita al loro interno e collegate ad alternatori che provvedono alla
conversione in energia elettrica.
La GD di natura idroelettrica prevede lo sfruttamento di piccoli dislivelli
disponibili anche in fiumi o torrenti con portate limitate, usati da piccole
centrali in grado di produrre al massimo una decina di MW. Ad esempio, i
benefici ambientali legati alla realizzazione di impianti micro-idroelettrici
sono notevoli: tali impianti, infatti, utilizzando una risorsa pulita come
l’acqua, possono fornire energia elettrica a zone altrimenti isolate o
raggiungibili solo con opere di maggiore impatto ambientale, concorrendo
alla riduzione della dipendenza energetica dai combustibili fossili.
15
Capitolo 1
1-2.8 Motori Stirling
I motori Stirling sono azionati dall’espansione di un gas (aria, azoto, elio,
idrogeno) che compie un ciclo termodinamico completo all’interno di una
macchina essenzialmente costituita da due pistoni, due scambiatori di calore
per lo scambio termico con la sorgente calda e fredda e da un rigeneratore
(economizzatore). Il motore è fondamentalmente un motore a combustione
esterna, azionato da un ciclo chiuso di compressione ed espansione del gas
all’interno di cilindri alternativamente riscaldati e raffreddati.
Nel motore Stirling i gas di scarico sono puliti in quanto il combustibile
brucia completamente, e l'assenza della fase di scoppio, tipica dei motori a
combustione interna, rende il motore poco rumoroso.
Grazie alla sua particolare configurazione, consente di utilizzare una
varietà di combustibili: combustibili liquidi o gassosi, carbone, prodotti di
liquefazione o di gassificazione del carbone, biomasse, rifiuti urbani, ecc. La
fonte di calore può anche essere l'energia nucleare o solare.
Nonostante le ottime caratteristiche di tale tipologia di motori, vi sono
ancora dei problemi ai quali la ricerca sta tentando di porre rimedio. Il più
significativo riguarda la trasmissione del calore e la gestione dei fenomeni
fluidodinamici all’interno del motore stesso. La difficoltà deriva dalla
necessità di tenere conto di tutti i complessi processi dinamici riguardanti il
gas e la trasmissione del calore che avvengono contemporaneamente nel
cilindro di compressione ed espansione, nel riscaldatore, nel rigeneratore, nel
raffreddatore, sulle loro superfici esterne e nella camera di combustione.
Sebbene il motore Stirling sia ancora oggetto di studio e ricerche per
migliorarne l’efficienza ed abbatterne i costi, esistono tuttavia (già disponibili
in commercio) impianti di generazione per uso residenziale in grado di
fornire elettricità e calore con rendimenti complessivi prossimi al 90% e con
un il livello di emissioni inquinanti (NOx) che si mantiene accettabile.
1-2.9 Tecnologie per generazione da biomasse
Gli impianti a biomasse utilizzano la combustione di rifiuti di vario
genere al fine di generare vapore per muovere turbine collegate ad alternatori.
Si definisce infatti come bioenergia l’energia ricavata da combustibili che
derivano dal trattamento di sostanze vegetali, o eventualmente dalla loro
16
Capitolo 1
diretta combustione. Queste sostanze vegetali di base possono definirsi
biomasse, e biocombustibili i loro derivati. Si intende infine per
biotecnologia una tecnologia che permette questa conversione energetica da
biomasse. La bioenergia è quindi sempre considerata un’energia rinnovabile,
in quanto unisce la riproducibilità della sostanza ad una produzione globale
di CO2 non positiva (la formazione della biomassa avviene assorbendo CO2
in misura non inferiore a quella prodotta dalla sua combustione).
Oltre alla limitazione dell’effetto serra vi sono altri motivi strategici che
possono rendere interessante la bioenergia, come la mitigazione del problema
di tendenza all’esaurimento dei combustibili fossili, o della dipendenza
dall’importazione per un paese che non dispone di sufficienti materie prime.
Si stima che raramente per una nazione non vi sia un potenziale apprezzabile
di sfruttamento di biomasse.
La valorizzazione delle possibilità bioenergetiche è attualmente molto
disomogenea, anche perché la politica nazionale gioca un ruolo determinante
in materia. In tal senso, i paesi più bioenergetici in Europa sono Austria,
Svezia, Danimarca e Finlandia.
1-3 Generazione Distribuita: pregi e difetti
L’attenzione delle società per la distribuzione dell’energia elettrica è
indirizzata all’analisi di vantaggi e svantaggi (dal punto di vista tecnico ed
economico) di un’implementazione diffusa delle unità di generazione nel
proprio sistema di produzione in luogo di nuove grandi centrali elettriche.
Un’implementazione diffusa della GD sul sistema elettrico è perciò legata
non solo al superamento degli ostacoli politico-sociali ma anche e soprattutto
a vincoli tecnici, che si oppongono a tale diffusione.
Dal punto di vista strettamente tecnico, infatti, l’integrazione della GD nei
sistemi di distribuzione, in media ed in bassa tensione, può rendere critico
l’esercizio della rete stessa. Oggi le regole di connessione sono dettate da
Norme e standard: ad esempio in Italia dalla Norme CEI 11-20 e CEI 0-16,
mentre negli Stati Uniti dallo standard IEEE 1547. In ogni caso, è bene
sottolineare che l’impatto della GD sulla rete è fortemente influenzato da
aspetti peculiari della rete su cui verrà installata (tipologia dei conduttori,
17
Capitolo 1
lunghezza delle linee, ecc.), dalla natura e dalla variabilità dei carichi, dal
tipo di sorgente impiegata per la generazione (ad es. eolico piuttosto che
cogenerazione) e dalla modalità di interfacciamento con la rete che rendono
di fatto ogni caso meritevole di studi specifici difficilmente generalizzabili.
I principali motivi che hanno spinto ad una notevole diffusione della GD
sono principalmente la liberalizzazione del mercato dell’energia, la necessità
di disporre energia elettrica a più basso costo e l’impiego della cogenerazione
per la produzione di energia termica.
Inoltre, tenendo conto degli attuali ostacoli sociali e burocratici
all’aumento del parco di produzione con la costruzione di grandi centrali e le
difficoltà nello sviluppo del sistema di trasmissione, la GD sembra essere il
candidato più autorevole per far fronte alla crescita della domanda. Per tali
motivi il livello di penetrazione nelle reti è in continuo aumento e si prevede
che arriverà a valori superiori al 20% in un futuro ormai prossimo, tenendo
conto delle favorevoli politiche regolatorie in ambito UE.
Tale crescita nella diffusione pone però gli operatori del sistema di fronte
a problematiche di natura tecnica ed economica consistenti che andranno
risolte per permettere la gestione della generazione e la partecipazione attiva
dei produttori e dei consumatori al mercato dell’energia. La diffusione della
GD rappresenta, infatti, uno dei motivi per i quali sicuramente la
distribuzione dovrà abbandonare il ruolo passivo svolto finora e che
richiederanno una rivisitazione completa delle usuali pratiche di esercizio,
gestione e pianificazione dell’intero sistema elettrico ed in particolare di
quello di distribuzione. Numerosi fattori inducono la diffusione della GD e
guidano le relative trasformazioni dello scenario di produzione e
distribuzione dell’energia elettrica, come la crescita della competizione tra
fornitori di energia elettrica pubblici e privati e le innovazioni tecnologiche
che portano a rendimenti energetici ed emissioni sicuramente interessanti.
Occorre inoltre elencare alcuni vincoli ad una consistente diffusione della
GD, quali:
la bassa densità energetica di alcune fonti rinnovabili (es. biomasse);
la necessità di localizzare le centrali eoliche in zone ventose, non sempre
disponibili;
18
Capitolo 1
la necessità di avere gli impianti combinati che sfruttano al cogenerazione
nelle immediate vicinanze dei carichi termici, per la difficoltà di
trasportare calore per lunghe distanze;
la sindrome di natura sociale cosiddetta “NIMBY” (Not In My Back Yard)
o le sue degenerazioni (la più nuova è la sindrome “BANANA”, Build
Absolutely Nothing Anywhere Near Anything) che, riprendendo
espressioni americane o anglosassoni, stanno a significare la riluttanza del
singolo ad avere impianti di produzione dell’energia elettrica, seppure
piccoli, nelle immediate vicinanze della propria abitazione o addirittura la
determinazione “a non costruire assolutamente nulla vicino a qualcosa”,
nonostante venga riconosciuto come necessario, o comunque possibile;
problemi di carattere autorizzativo, soprattutto in ambito italiano;
Nonostante tali fattori bloccano la crescita della GD, è confortante rilevare
la tendenza degli investitori che, comunque attratti dalla brevità dei tempi di
installazione, dai modesti capitali necessari all’investimento e dalla relativa
facilità di reperibilità di siti per piccoli generatori, riescono comunque, tra
mille difficoltà, a contribuire alla crescita del mercato collegato alla GD.
1-4 Condizioni economiche per la connessione
La definizione di condizioni economiche in grado di garantire ai gestori
delle reti di distribuzione con obbligo di connessione il giusto riconoscimento
degli investimenti operati e nel contempo agli investitori privati margini di
guadagno ragionevoli, costituisce il presupposto per una maggiore
penetrazione della GD.
Le condizioni economiche per il servizio di connessione alla rete di
distribuzione costituiscono perciò un elemento essenziale per lo sviluppo
dell’offerta di energia elettrica e per il conseguimento delle previsioni di cui
al decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, per l’attuazione della
direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta
da fonti rinnovabili.
In tal senso, molti paesi dell’UE hanno cercato di costituire le condizioni
di mercato e regolatorie volte ad eliminare o ridurre tali ostacoli ritenendo
preminenti i vantaggi conseguibili da un impiego massiccio della GD,
19
Capitolo 1
specialmente se basata sull’impiego di fonti rinnovabili. Fra i paesi
maggiormente coinvolti in questo sforzo sono certamente da ricordare la
Danimarca, la Germania, l’Olanda e, soprattutto, la Gran Bretagna che,
facendo tesoro delle esperienze maturate negli altri paesi, ha oramai istituito
le condizioni regolatorie per un pieno sfruttamento delle potenzialità offerte
da una larga diffusione della GD.
Il punto di partenza della questione è l’attribuzione di un corretto valore
agli oneri di connessione che i produttori devono sostenere per interfacciarsi
con la rete. Gli approcci possibili sono sostanzialmente due: quello detto dei
“deep connection costs” e quello “shallow”. Il primo fa pagare al produttore
che faccia domanda di connessione un costo che riflette in modo preciso gli
investimenti che il distributore deve sostenere per permettere la connessione;
il principale svantaggio di tale approccio consiste nella difficoltà di valutare
esplicitamente in che misura gli investimenti fatti dal distributore siano da
attribuire al produttore che fa richiesta di connessione e non contribuiscano a
migliorare la rete al punto che il gestore della rete se ne avvantaggi in modo
eccessivo.
L’approccio dei costi di connessione “leggeri” (shallow costs), legato solo
parzialmente ai costi sostenuti dal distributore per permettere la connessione
alla rete, ha il vantaggio di non gravare il produttore di un eccessivo
investimento iniziale, che spesso si rivela inaccettabile, permette una
valutazione semplificata con una drastica riduzione dei tempi di attesa e
consente inoltre di standardizzare la procedura per la risposta ai produttori
garantendo trasparenza ed equità. Infine, un approccio di questo tipo può
essere applicato nel medio termine sia ai generatori sia ai carichi
semplificando notevolmente il regime tariffario. I costi di connessione
“leggeri” sono stimati sulla base delle apparecchiature acquistate per
permettere la connessione e, qualora il distributore sia costretto ad operare
rinforzi di rete, su un contributo proporzionale all’uso del sistema.
Ovviamente, perché una procedura di questo tipo possa essere tollerata dai
distributori, deve essere affiancata da un meccanismo tariffario che riconosca
un onere per l’uso del sistema che sia legato alla taglia dell’impianto
connesso alla rete. Nel Regno Unito esistono i cosiddetti DUoS charges
(Distribution Use of System Charge), che sono pagati da tutti gli utenti
passivi connessi alla rete; ai DUoS vanno ora affiancandosi i GDUos
20
Capitolo 1
charges, ovvero gli oneri che i produttori di energia elettrica connessi alla
rete pubblica di distribuzione pagano ai distributori per l’uso del sistema.
Questi introiti costituiscono un’importante voce nel bilancio dei distributori,
in grado di compensare ampiamente la scelta di applicare costi di
connessione “leggeri”.
In Italia l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) ha prodotto
una prima Delibera (281/05) e, più recentemente, con la Delibera 99/2008 dal
titolo “Testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la
connessione alle reti elettriche con obbligo di connessione di terzi degli
impianti di produzione di energia elettrica (Testo integrato delle connessioni
attive – TICA)”, valida dal 1 Gennaio 2009, nella quale si sono definite le
condizione economiche per la connessione.
Fra le disposizioni contenute nel provvedimento AEEG si evidenzia, con
particolare riferimento ai casi di connessioni alla rete MT o BT, la presenza
di due diversi livelli di progettazione: un livello di carattere preliminare
(richiesta di preventivo), volto allo studio di fattibilità della connessione e
preparatorio per l’iter autorizzativo, e un livello di dettaglio, di stampo
esecutivo, a valle dell’iter autorizzativo.
I soggetti che richiedono la connessione, al fine di ottenere un preventivo,
nel caso di connessione alla rete MT o BT, sono tenuti al versamento al
Gestore della rete dei seguenti corrispettivi:
a) 100 euro per potenze in immissione richieste fino a 50 kW;
b) 200 euro per potenze in immissione richieste superiori a 50 kW e fino
a 100 kW;
c) 500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 100 kW e fino
a 500 kW;
d) 1.500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 500 kW e
fino a 1.000 kW;
e) 2.500 euro per potenze in immissione richieste superiori a 1.000 kW.
Il corrispettivo per la connessione di impianti alimentati da fonti
rinnovabili ovvero cogenerativi ad alto rendimento, espresso in euro, è il
minor valore tra:
21
Capitolo 1
A = CPA ⋅ P + CM A ⋅ P ⋅ DA + 100
B = CPB ⋅ P + CM B ⋅ P ⋅ DB + 6000
dove:
CPA = 35 € / kW
CM A = 90 € / ( kW ⋅ km )
CPB = 4 € / kW
CM B = 7, 5 € / ( kW ⋅ km )
P è la potenza ai fini della connessione, espressa in kW
DA è la distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina
cabina di trasformazione media/bassa tensione dell’impresa distributrice in
servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in km.
DB è distanza in linea d’aria tra il punto di connessione e la più vicina
stazione di trasformazione alta/media tensione dell’impresa distributrice in
servizio da almeno 5 (cinque) anni espressa in km.
Nei casi di realizzazione in cavo, i corrispettivi CM devono essere
moltiplicati per 2. Nei casi di richieste di connessione di impianti di
produzione di energia elettrica che non siano raggiungibili con strada
percorribile da automezzi o che siano separati dagli impianti di distribuzione
esistenti da tratti di mare, di lago o laguna, i corrispettivi CM, CP sono
moltiplicati per 3.
Il corrispettivo per la connessione di impianti non alimentati da fonti
rinnovabili né cogenerativi ad alto rendimento è pari al massimo tra il
corrispettivo appena descritto ed il costo determinato sulla base di soluzioni
tecniche standard, pubblicate dall’impresa distributrice unitamente ai relativi
costi medi.
Inoltre, in accordo con le disposizioni contenute nel decreto legislativo n.
387/03, in materia di promozione della produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili, l’Autorità ha anche stabilito specifiche disposizioni,
particolarmente favorevoli, come la possibilità di realizzare in proprio
l’impianto di connessione nel rispetto delle regole tecniche definite dal
gestore di rete. Infatti, per connessioni di impianti di produzione di energia
elettrica da fonti rinnovabili e cogenerativi ad alto rendimento e qualora la
connessione sia erogata ad un livello di tensione nominale superiore ad 1 kV,
al richiedente è data facoltà di realizzare in proprio l’impianto per la
22
Capitolo 1
connessione nelle parti che non implichino l’effettuazione di interventi sulla
rete elettrica esistente, vale a dire, di norma, la realizzazione dell’eventuale
linea elettrica e dell’impianto per la consegna. In questo caso, il corrispettivo
per la connessione è determinato ponendo il termine CM pari a zero e
moltiplicando il termine CP per 0,8.
23
Capitolo 2.
Il Mercato Elettrico
Per oltre 100 anni, le reti elettriche sono state gestite in modo
verticalmente integrato; una stessa società (Enel, in Italia) aveva il controllo
di tutti i livelli della filiera elettrica: produzione, trasmissione e distribuzione.
All’inizio degli anni 80 iniziarono i primi esperimenti per una gestione
diversa, al fine di garantire una maggiore competitività, una riduzione dei
costi e l’aumento degli investimenti.
Attendono al governo del settore elettrico diverse istituzioni, ciascuna con
uno specifico ruolo espressamente definito dalla normativa. In particolare,
oltre al Parlamento ed al Governo, si hanno:
il Ministero delle Attività Produttive, che, tra l’altro, definisce gli
indirizzi strategici ed operativi per la sicurezza e l’economicità del
sistema elettrico nazionale;
l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG), che, istituita
nel 1995, svolge funzioni di regolazione e controllo in materia di
tariffe, qualità dei servizi, forme di mercato, concorrenza, concessioni,
separazione contabile e amministrativa, verifica e controllo, reclami e
istanze, risoluzione di controversie, informazione e trasparenza;
il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, che esercita le
attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica;
il Gestore del Mercato Elettrico (GME), che organizza e gestisce il
mercato elettrico, secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività,
nonché di concorrenza tra produttori.
25
Capitolo 2
L'energia elettrica deve essere consumata non appena prodotta; è quindi
necessaria una “rete di interconnessione” tra i generatori di produzione e le
apparecchiature di consumo. Il trasporto dell'energia dalle centrali di
produzione ai centri di utilizzo viene definito “vettoriamento”. La società
nazionale che possiede le reti di trasporto e di distribuzione è Terna S.p.A.,
mentre il Distributore ha il compito della gestione della rete di distribuzione e
delle misurazioni fiscali; il Distributore più diffuso in Italia è Enel
Distribuzione, anche se in alcuni comuni è possibile trovare società,
generalmente a maggioranza pubblica, proprietarie delle reti locali, che
svolgono tale ruolo sul territorio di competenza (es. AEM a Milano). Chi
possiede e/o gestisce le reti di trasporto e distribuzione deve garantire il
libero accesso all'uso del sistema a condizioni e prezzi uguali per tutti gli
operatori, nei limiti della disponibilità tecnica della struttura, siano questi
fornitori di clienti vincolati oppure operanti sul libero mercato.
Lo scopo del presente capitolo è presentare il mercato elettrico italiano.
Per questo motivo, dopo aver presentato le istituzioni che governano il
sistema, si illustra il processo di liberalizzazione del settore, che hanno
condotto, nel corso degli anni, alla realizzazione della Borsa Elettrica Italiana
(Paragrafo 2-3). In questo nuovo contesto, si illustrano le regole ed i
meccanismi di funzionamento del mercato, con le varie possibili opzioni per
la vendita e la commercializzazione dell’energia elettrica (vettoriamento,
bilanciamento e scambio). Gli ultimi paragrafi sono dedicati al sistema
fiscale legato all’energia elettrica, con particolare riferimento ai siti
industriali, che sono uno degli esempi di microrete presentati nel capitolo
successivo.
2-1 La liberalizzazione del mercato elettrico
Il processo di liberalizzazione e regolamentazione del mercato dell’energia
elettrica è stato avviato con la Direttiva 96/92/CE abrogata dalla Direttiva
2003/54/CE, in vigore dal 1 Luglio 2004. La normativa europea ha trovato
applicazione in Italia con il Decreto Legislativo n. 79 del 16 Marzo 1999
(Decreto Bersani), poi modificato con la Legge n. 290 del 27 Ottobre 2003,
26
Capitolo 2
che detta “disposizioni urgenti per la sicurezza del sistema elettrico nazionale
e per il recupero di potenza di energia elettrica”.
Il decreto 76/1999 (con le varie modifiche apportate negli anni successivi)
ha introdotto le seguenti novità:
liberalizza le attività di produzione, importazione ed esportazione
dell’energia;
riserva allo Stato le attività di trasmissione e dispacciamento,
attribuendole, in concessione, alla società Terna S.p.A.;
definisce i clienti vincolati e quelli idonei, i distributori ed i grossisti:
cliente idoneo è la persona fisica o giuridica che ha la capacità
di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore,
distributore o grossista, sia in Italia che all’estero (dal 1 luglio
2007 sono tutti clienti idonei, comprese le utenze domestiche);
cliente vincolato è il cliente finale che, non rientrando nella
categoria dei clienti idonei, è legittimato a stipulare contratti di
fornitura esclusivamente con il distributore che esercita il
servizio nell’area territoriale dove è localizzata l’utenza. Ormai
non esistono più tali tipologie di clienti;
cliente grossista è la persona fisica o giuridica che acquista e
vende energia elettrica senza esercitare attività di produzione,
trasmissione e distribuzione nei Paesi dell’Unione Europea, che
stipula il presente contratto in nome proprio e per conto dei
clienti finali.
definisce l’autoproduttore come la persona fisica o giuridica che
produce energia elettrica e la utilizza in misura non inferiore al 70%
annuo per uso proprio ovvero per uso delle società controllate, della
società controllante e delle società controllate dalla medesima
controllante, nonché per uso dei soci delle società cooperative di
produzione e distribuzione dell’energia elettrica di cui all’articolo 4,
numero 8, della Legge 6 dicembre 1962, n. 1643, degli appartenenti ai
consorzi e/o società consortili costituiti per la produzione di energia
elettrica da fonti energetiche rinnovabili;
vieta che nessun soggetto possa produrre o importare, direttamente o
indirettamente, più del 50% del totale dell’energia elettrica prodotta e
importata in Italia.
27
Capitolo 2
Per quanto riguarda il processo di riunificazione della proprietà e gestione
della rete di trasmissione nazionale, il Gestore della Rete ha predisposto un
documento integrato denominato “Codice di trasmissione, dispacciamento,
sviluppo e sicurezza della rete” (Codice di rete), che contiene le regole
tecniche di carattere obiettivo e non discriminatorio per l’accesso e l’uso
della rete, per l’interoperabilità delle reti e per l’erogazione del servizio di
dispacciamento; tale documento, inoltre, definisce i criteri generali per lo
sviluppo e la difesa della sicurezza della rete elettrica nazionale e per gli
interventi di manutenzione. Riguardo alla disciplina dell’accesso alla rete, il
Codice descrive le condizioni ed i principi generali applicabili al soggetto
risultante dall’unificazione ed agli utenti della rete per le richieste di
connessione, accesso e uso della rete di trasmissione nazionale, nonché la
regolamentazione di carattere tecnico in tema di connessione; a tal fine,
espresso riferimento è fatto alle Regole Tecniche di Connessione in
precedenza adottate dal Gestore.
2-2 Le destinazioni dell’energia elettrica
L’energia elettrica prodotta e immessa nella rete con obbligo di
connessione di terzi può essere destinata commercialmente a diversi soggetti
che operano sul mercato (Borsa elettrica, cliente finale libero, cliente
grossista), sulla base di valutazioni e scelte effettuate dal singolo produttore.
Gli eventuali incentivi riconosciuti (siano essi in conto capitale o in conto
energia) si sommano ai ricavi conseguenti alla vendita di energia elettrica,
qualunque sia la modalità scelta. Oltre alla possibilità di vendere l’energia sul
mercato libero, sono previsti dalla vigente normativa alcuni regimi di
cessione agevolata, limitati ad alcune tipologie di impianti di generazione,
quali la cessione a prezzo amministrato, e l’accesso al servizio di scambio sul
posto. Nei seguenti paragrafi saranno illustrate le principali caratteristiche di
tali regimi agevolati.
Il produttore, ad eccezione delle convenzioni di cessione destinata
pluriennali in essere (es. Cip n. 6/92), può cedere l’energia:
ad un cliente finale idoneo o grossista, tramite contrattazione
bilaterale;
28
Capitolo 2
nella Borsa Elettrica Italiana;
oppure, in alternativa, può richiedere al gestore di rete cui l’impianto è
connesso il ritiro dell’energia elettrica prodotta, per particolari
tipologie di impianti.
I produttori, direttamente o attraverso l’interposizione di un terzo (es.:
grossista), per poter immettere energia elettrica nella rete con obbligo di
connessione di terzi sono tenuti a:
versare a Terna una componente per il servizio di trasmissione (pari a
0,0259 c€/kWh nel 2006 per l’energia elettrica immessa);
concludere il contratto per il servizio di dispacciamento con il Gestore.
In più, senza alcun obbligo, concludono con il distributore il contratto per
il servizio di trasporto (per eventuali prelievi) e, se connessi in MT o BT,
ricevono dai distributori la componente CTR, differenziato per fasce orarie,
applicato all’energia elettrica immessa; tali componente è aumentata di un
fattore percentuale per tenere conto delle perdite di energia elettrica sulle reti
di distribuzione, pari al 4,2% in MT e 9,9% in BT; la componente CTR è la
componente tariffaria a copertura dei costi relativi al servizio di trasporto
sulla rete di trasmissione nazionale per le imprese distributrici.
2-3 La Borsa Elettrica Italiana (IPEX)
La Borsa Elettrica Italiana (IPEX, Italian Power Exchange) è stata
avviata, dopo diversi rinvii, il 1 Aprile 2004; dal punto di vista organizzativo,
si articola in tre mercati, ognuno a valle dell’altro:
il Mercato del Giorno Prima (MGP), sul quale transita la maggior
parte delle contrattazioni di energia elettrica;
il Mercato di Aggiustamento (MA), che consente agli operatori di
apportare modifiche ai programmi definiti nel MGP, attraverso
ulteriori offerte. La necessità del MA deriva dal fatto che i 24
programmi orari di ciascun punto sono determinati indipendentemente
l’uno dall’altro: ciò non garantisce che essi siano globalmente
compatibili con i vincoli dinamici degli impianti sottesi a tali punti. Il
mercato di aggiustamento, quindi, consente agli operatori di presentare
29
Capitolo 2
opportune offerte di vendita o acquisto per “accomodare” i propri
programmi;
il Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), in cui il
Gestore si approvvigiona delle risorse necessarie alla gestione e al
controllo del sistema.
In altri termini, la Borsa è l’incontro tra l’offerta di energia elettrica da
parte dei produttori e la domanda rappresentata dai consumatori e dai
grossisti, che acquistano energia per le loro necessità o per venderla ad altri
utilizzatori. Le transazioni si svolgono su una piazza del mercato telematico,
alla quale gli operatori si connettono tramite internet con procedure di
accesso sicuro (firma elettronica tramite smart card) per la conclusione di
contratti on line. A differenza degli altri mercati europei dell’energia, come
Powernext in Francia ed EEX in Germania, l’IPEX non è un mercato
puramente finanziario finalizzato solo alla determinazione di prezzi e
quantità, ma è un vero e proprio mercato, dove si definiscono programmi
fisici di immissione e prelievo. Nei mercati dell’energia (MGP e MA) si
compie infatti una programmazione delle unità di produzione per il giorno
successivo, con il GME che, a tal fine, raccoglie dai produttori offerte di
vendita sui mercati dell’energia per ogni punto d’offerta e singola ora. Il
fabbisogno atteso di energia per ogni ora del giorno successivo non è stimato,
quindi, dal Gestore, ma è espresso direttamente dai consumatori (o dai loro
fornitori) attraverso offerte orarie di acquisto sul mercato elettrico.
Uno schema dei vari mercati che costituiscono la Borsa è dato in Fig. 2-A,
dove sono mostrate le interazioni tra i vari soggetti del mercato, con i
contratti bilaterali, che possono essere definiti come contratti di fornitura di
servizi elettrici fra due operatori del mercato.
Il modello di Borsa a regime, regolato dalla delibera dell’AEEG n. 168/03,
ha previsto, a partire dal 1 Gennaio 2005, la partecipazione attiva della
domanda con formulazione di offerte di acquisto in Borsa. In tali condizioni
si ha la formazione, in totale trasparenza, di un prezzo reale e rappresentativo,
determinato dall’incrocio relativo alle curve di domanda e offerta.
Gli operatori (Fig. 2-B) partecipano al mercato presentando offerte di
acquisto o vendita. Le offerte, costituite da coppie “quantità di energia-prezzo
dell’energia” (MWh, €/MWh), esprimono la disponibilità a vendere (o
comprare) una quantità di energia non superiore a quella specificata
30
Capitolo 2
nell’offerta ad un prezzo non inferiore (o non superiore) a quello specificato
nell’offerta stessa.
Fig. 2-A Borsa Elettrica
Nei vari mercati possono essere presentate offerte di vendita e acquisto,
secondo varie tipologie:
offerte semplici, costituite da una coppia quantità-prezzo (MWh,
€/MWh): possono essere presentate sul MGP e sul MA;
offerte multiple, costituite da un massimo di quattro coppie quantitàprezzo: possono essere presentate sul MGP e sul MA;
offerte predefinite, che sono offerte che ciascun operatore può
presentare, utilizzate dal GME in tutte le sedute in cui non sono
pervenute offerte: possono essere presentate solo sul MGP;
offerte bilanciate, che sono insiemi di offerte, presentate da uno o più
operatori, aventi particolare priorità: possono essere presentate solo sul
MA.
L’accettazione delle offerte sul MGP e sul MA è fatta dal GME, mentre
l’accettazione delle offerte sul MSD compete al Gestore. In tutti i mercati di
cui si compone la Borsa, in ogni modo, l’accettazione avviene solo dopo la
chiusura della seduta: il mercato elettrico non funziona quindi come una
borsa a contrattazione continua, ma è piuttosto assimilabile ad un’asta. Le
offerte sono accettate in ordine di merito economico, al fine di massimizzare
31
Capitolo 2
il valore netto delle transazioni, rispettando i vincoli di transito tra zone
limitrofe definiti dal Gestore.
Fig. 2-B Operatori del mercato elettrico
Nei singoli mercati sono adottate diverse regole di prezzo:
nel MGP e nel MA, le offerte sono valorizzate ad un prezzo di equilibrio
(clearing price) orario. Nei casi in cui nessun limite di transito tra zone
limitrofe è saturato il prezzo di equilibrio è nazionale (PUN), applicato a
tutte le offerte. In caso contrario, il prezzo di equilibrio in vendita (Pz) è
diverso per zona ed il prezzo di equilibrio in acquisto è sempre unico su
tutto il territorio nazionale (PUN), ma è pari alla media dei prezzi di
vendita zonali ponderati per le relative quantità acquistate;
nel MSD le offerte sono valorizzate al proprio prezzo di offerta (pay as
bid).
I contratti che regolano il mercato dell’energia sono:
contratto di fornitura: contratto bilaterale tra il cliente finale ed il suo
fornitore, che regola la fornitura di energia elettrica immessa in rete
per conto del cliente finale;
contratto di trasporto, stipulato tra il distributore locale e il cliente
finale, regola il trasporto dell’energia dal punto convenzionale di
consegna del fornitore al sito di consumo del cliente finale;
32
Capitolo 2
contratto di dispacciamento, che verifica gli scostamenti assoluti orari
tra la potenza prevista e la potenza prelevata dal cliente finale in
ciascuna ora.
L’operatore che stipula il contratto di bilanciamento con il Gestore dovrà
corrispondere allo stesso gli oneri di bilanciamento ed il corrispettivo a
copertura dei costi di approvvigionamento della riserva di potenza.
In conclusione, il legame esistente tra le varie figure ed i contratti è
riassunto in Fig. 2-C.
Fig. 2-C Figure del mercato elettrico e relativi operatori
2-4 Il sistema di distribuzione nel mercato
Per quanto visto nei paragrafi precedenti, in questa sezione è possibile
definire il nuovo assetto economico del sistema di distribuzione, in linea con
quello delineato dalla Direttiva 54/2003/CE, proposto come risultato
d’importanti progetti di ricerca, soprattutto in Inghilterra, ed ora adottato
anche in Italia.
Tale assetto vede il nuovo sistema di distribuzione articolato su tre figure
fondamentali (Fig. 2-D):
il Gestore della Rete di Distribuzione (Distributore);
il fornitore o venditore dell’energia (Fornitore);
33
Capitolo 2
il Cliente Finale (inteso in senso lato come carico e/o generatore).
Le tre parti sono collegate fra loro mediante un triangolo di accordi che ne
regolano ruoli e funzioni (Fig. 2-D):
il Fornitore stipula un accordo con il Cliente per la fornitura di energia e
con il Distributore per l’uso del sistema;
il Cliente stipula un accordo diretto con il Distributore per quanto
riguarda la connessione al sistema.
In seguito a tali considerazioni, il diagramma dei flussi monetari è quello
rappresentato nella Fig. 2-E, dalla quale è evidente che il Fornitore agisce da
tramite fra il Cliente ed il Distributore incassando, oltre a quanto dovuto per
l’energia elettrica venduta, il denaro dovuto al distributore per l’uso del
sistema (nei casi più semplici, corrispondenti alle utenze più piccole, questa
tariffa può essere inserita direttamente nella bolletta). Gli oneri di
connessione, che coinvolgono direttamente il Distributore, sono invece
direttamente raccolti dal Distributore stesso.
Fig. 2-D Le figure fondamentali della distribuzione e relazione fra essi
Fig. 2-E Scambi commerciali nella distribuzione del futuro
In Tab. 2-I sono indicati ruoli e compiti dei diversi attori agenti in una rete
di distribuzione attiva.
Uno dei possibili ruoli della GD in questo contesto è quello di fornire
l’energia da fonte rinnovabile che il Fornitore o Grossista deve acquistare in
34
Capitolo 2
ragione dell’energia fornita ai Clienti finali. L’esempio potrebbe essere
generalizzato, ma è importante osservare che in questo modo il Gestore del
Sistema di Distribuzione è motivato ad implementare un sistema attivo di
distribuzione, dal quale può ottenere introiti economici importanti. È evidente
che tali introiti, derivanti dall’implementazione della rete attiva di
distribuzione, dovranno coprire i costi per lo sviluppo del sistema e di certo il
costo per la realizzazione di una rete attiva di distribuzione giocherà un ruolo
estremamente importante e potrà in certi casi costituire il principale ostacolo
alla diffusione massiccia della GD (specialmente se da fonte rinnovabile).
Infatti, gli oneri per lo sfruttamento di un sistema attivo di distribuzione
incidono in modo significativo sullo sviluppo della GD e saranno
particolarmente importanti i meccanismi di incentivazione (ad es. certificati
verdi o bianchi) per permetterne una larga diffusione; d’altro canto, la larga
diffusione permetterà l’abbattimento del costo per kW installato garantendo
l’effettivo sviluppo del sistema.
Tab. 2-I I soggetti della distribuzione attiva
ATTORE
ASPETTA IN
OFFRE
A
Energia rinnovabile
Fornitore
Pagamento
Energia
Fornitore
Pagamento
Distributore
Accesso alla rete
Generazione
Distribuita
Pagamento oneri di
connessione e per uso
del sistema
Distributore
Gestione della rete
attiva e servizio di
regolazione di tensione
Generazione
Distribuita
Pagamento
Distributore
Accesso alla rete
Generazione
Centralizzata
Pagamento
Fornitore
Raccolta della tariffa
per l’uso del sistema
dai clienti finali
Distributore
Commissione sul
pagamento
Fornitore
Elettricità
Clienti Finali
Pagamento per
l’energia fornita
Generazione
Distribuita
Generazione
Centralizzata
CONTROPARTITA
35
Capitolo 2
Il modello appena presentato è quello implementato in Gran Bretagna,
dove sono state proposte una serie di importanti azioni regolatorie volte
all’ottenimento di un completo “unbundling” della distribuzione per
permettere una maggiore diffusione della GD. Le azioni intraprese o in via di
implementazione in questo caso si basano su:
completa separazione dei ruoli fra Gestore della Rete di Distribuzione e
Fornitore di Energia;
pagamento ai distributori di tariffe basate sulle prestazioni ottenute
piuttosto che sul solo valore degli impianti;
definizione di azioni per l’incentivare i distributori alla connessione di
nuova GD.
2-5 Bilanciamento e scambio
Il bilanciamento è il servizio svolto dal Gestore diretto ad impartire
disposizioni per l’utilizzo delle risorse per il mantenimento dell’equilibrio
immissioni-prelievi nel sistema elettrico nazionale, tenendo conto dei limiti
del sistema medesimo, ivi inclusa la selezione della riserva. Chi opera sul
mercato libero deve stipulare con il Gestore, direttamente o mediante un
delegato, un contratto per il bilanciamento, per i punti di prelievo ed
immissione.
Per i punti di prelievo, il contratto per il bilanciamento prevede il
pagamento di un corrispettivo per riserva rf, espresso in c€/kWh, diverso
per fasce orarie e da applicare sull’energia prelevata nel punto di prelievo
incrementata delle perdite (Tab. 2-II) ed un corrispettivo di bilanciamento
orario bh, espresso in c€/kWh, diverso per fasce orarie e da applicare sugli
scostamenti, sia in alto sia in basso, tra i prelievi effettivi e quelli
programmati, su base oraria, aumentati delle perdite (Tab. 2-II). I punti di
prelievo possono scegliere un corrispettivo di bilanciamento calcolato
convenzionalmente per l’intero anno, a condizione di avere comunicato tale
scelta prima della stipula del contratto; tale corrispettivo di bilanciamento
per fascia bf (Tab. 2-II), è fissato dall’Autorità e si applica a tutta l’energia
prelevata, aumentata delle perdite.
36
Capitolo 2
Tab. 2-II Corrispettivi per il bilanciamento.
Fascia oraria
rf [c€/kWh]
bh [c€/kWh]
bf [c€/kWh]
F1
0,82
0,1
0,23
F2
0,33
0,1
0,09
F3
0,18
0,1
0,05
F4
0,00
0,1
0,00
L’utente del bilanciamento comunica al Gestore entro le ore 12,00 del
martedì di ciascuna settimana, i programmi di immissione relativi a ciascuna
unità di produzione di grande taglia (al netto delle perdite) e a ciascuna ora
del periodo avente inizio alle ore 00,00 del sabato successivo e termine alle
ore 24,00 della seconda domenica successiva. In assenza della
comunicazione, il Gestore assume un programma di immissione pari a zero in
tutte le ore della settimana cui il medesimo programma è relativo e ne dà
comunicazione all’Utente del bilanciamento.
Lo scambio dell’energia elettrica è l’attività di compensazione delle
differenze tra l’energia elettrica immessa e prelevata nell’ambito dei singoli
contratti bilaterali. Chi opera nell’ambito di un contratto bilaterale, deve
stipulare con il Gestore un contratto per lo scambio dell’energia elettrica, che
prevede la determinazione trimestrale (per fasce), da parte del titolare del
contratto, della differenza tra l’energia immessa e quella prelevata, comprese
le perdite. Il Gestore determina il saldo economico per ciascuna fascia, come
prodotto tra tale differenza e PGN, pari al prezzo dell’energia elettrica
all’ingrosso (PG, in c€/kWh), sottratte le componenti rf e bf. Se la somma dei
saldi è positiva (a favore del titolare), esso riceve un corrispettivo applicato
all’energia elettrica eccedentaria relativa a ciascuna fascia, detto corrispettivo
per le eccedenze, pari a Ct in ore piene e 0,92 C t in quelle vuote, come
previsto dalle delibere n. 108/97 e n. 230/00 dell’AEEG; il parametro Ct,
fissato e aggiornato trimestralmente dall’AEEG, è il costo unitario variabile
riconosciuto dell’energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che
utilizzano combustibili fossili commerciali.
37
Capitolo 2
L’utente dello scambio comunica al Gestore della rete, entro e non oltre 20
giorni dal termine di ciascun trimestre:
l’energia elettrica imputata al contratto per lo scambio dell’energia
elettrica in applicazione dei criteri di ripartizione comunicati dagli
Utenti dei contratti di bilanciamento in immissione;
l’energia elettrica prelevata nei punti di prelievo inclusi nel contratto
per lo scambio dell’energia elettrica;
la differenza, per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 e F4, tra
l’energia elettrica imputata al contratto di scambio dai contratti di
bilanciamento in immissione e l’energia elettrica prelevata nei punti di
prelievo inclusi nel contratto per lo scambio.
Dette quantità sono comunicate al lordo delle perdite. In assenza della
predetta comunicazione, il Gestore determina la differenza considerando:
per l’energia elettrica imputata al contratto per lo scambio un valore
pari a zero;
per l’energia elettrica imputata al contratto per lo scambio da ciascun
punto di prelievo un valore pari, in ciascuna ora, alla potenza
disponibile dei punti di prelievo inclusi nel contratto per lo scambio.
2-6 Il vettoriamento dell’energia elettrica
La delibera AEEG n. 228 del 18 ottobre 2001 ha abrogato la precedente
disciplina del vettoriamento e ha regolato in un unico testo integrato tutta la
normativa che disciplina i servizi di trasporto, misura e vendita dell’energia
elettrica per il mercato vincolato e per quello libero, estendendo il regime di
regolazione della disciplina del trasporto a tutte le forniture di energia
elettrica che utilizzano il servizio di trasporto senza alcuna distinzione. La
disciplina del trasporto ai clienti del libero mercato è stata uniformata a
quella dei clienti del mercato vincolato per evitare le difformità ingiustificate,
le distorsioni e le complicazioni che si sono evidenziate in passato per la
presenza di due sistemi tariffari difformi.
La struttura delle tariffe di vettoriamento (utilizzo della rete nazionale di
trasmissione e distribuzione per specifiche destinazioni dell'energia, come ad
38
Capitolo 2
esempio la circolazione tra società controllate) riflette i costi del servizio,
articolati nelle seguenti componenti:
corrispettivi di potenza a copertura dei costi delle infrastrutture;
corrispettivi per l'uso del sistema, divisi nelle componenti regolazione
della frequenza, regolazione della tensione, dispacciamento,
misurazione, riserva di potenza;
pedaggi (calcolati come valori percentuali dell'energia elettrica
trasportata) a copertura delle perdite di rete.
Ai corrispettivi di vettoriamento sono applicate maggiorazioni per la
copertura degli oneri derivanti dall’abbandono del programma nucleare e dal
sostegno della generazione di energia elettrica con fonti rinnovabili e
assimilate. L’aggiornamento delle tariffe avverrà, in modo speculare rispetto
alle tariffe di trasmissione e distribuzione per la fornitura ai clienti finali con
il metodo del price cap, poiché queste attività, pur costituendo fattispecie
contrattualmente distinte (il servizio di vettoriamento è strumentale alla
fornitura ai clienti idonei mentre le attività di trasmissione e distribuzione
sono parte del servizio elettrico fornito ai clienti vincolati) sotto il profilo
sostanziale, implicano il trasporto di energia elettrica sulle reti.
2-7 Energia elettrica e fiscalità
L'energia elettrica è sottoposta ad imposta erariale di consumo (DL
504/1995, T.U.A. - Testo Unico delle Accise). Obbligato al pagamento
dell'imposta è l'esercente l'officina di produzione di energia elettrica od il
soggetto ad esso assimilato (fabbricante). In questo paragrafo si presentano
gli aspetti fiscali legati all’energia elettrica, con particolare riferimento ai siti
industriali ed ai relativi consorzi; i distretti industriali sono uno degli esempi
di applicazione del concetto di microrete, presentati nei capitoli successivi.
Per ogni kWh di consumo di energia elettrica è inoltre istituita una
addizionale di:
a) 0,01859 €/kWh in favore dei comuni per qualsiasi uso nelle
abitazioni, con esclusione delle seconde case, e con esclusione delle
forniture, con potenza impegnata fino a 3 kW, effettuate nelle
abitazioni di residenza anagrafica degli utenti limitatamente ai primi
39
Capitolo 2
due scaglioni mensili di consumo quali risultano fissati nelle tariffe
vigenti;
b) 0,02040 €/kWh in favore dei comuni, per qualsiasi uso nelle seconde
case;
c) 0,00930 €/kWh in favore delle province per qualsiasi uso in locali e
luoghi diversi dalle abitazioni, per tutte le utenze, fino al limite
massimo di 200.000 kWh di consumo al mese. Le province hanno
facoltà di incrementare detta misura fino a 0,01136 €/kWh.
Per l'energia elettrica consumata dalle imprese di autoproduzione e per
qualsiasi uso in locali e luoghi diversi dalle abitazioni sono dovute, per ogni
kWh di consumo, le seguenti addizionali erariali:
a) 0,00362 € con potenza impegnata fino a 30 kW;
b) 0,00542 € con potenza impegnata oltre 30 e fino a 3.000 kW;
c) 0,00232 € con potenza impegnata oltre 3000 kW.
Al fine di agevolare il raggiungimento degli obiettivi di cui al Protocollo
sui cambiamenti climatici, l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili,
consumata dalle imprese di autoproduzione e per qualsiasi uso in locali e
luoghi diversi dalle abitazioni è esclusa dall'applicazione delle addizionali
erariali. L’esercizio di impianti da fonti rinnovabili di potenza elettrica non
superiore a 20 kW, anche collegati alla rete non è soggetto agli obblighi di
denuncia e l'energia consumata, sia autoprodotta che ricevuta in conto
scambio, non è sottoposta all'imposta erariale ed alle relative addizionali
sull'energia elettrica. In base alle disposizioni di legge sopra indicate le
esenzioni sono applicabili al consumo di energia elettrica da fonte
rinnovabile effettuati dalle imprese di autoproduzione o per qualsiasi uso in
locali e luoghi diversi dalle abitazioni, anche se l’ultima condizione genera
spesso difficoltà di applicazione presso alcuni Uffici. E’ opportuno che venga
chiarito che per “autoproduzione” ai fini fiscali deve intendersi l’attività,
ovverosia la produzione di energia elettrica (utilizzata direttamente dal
produttore ovvero da società ad esso collegate o controllate); ai fini della
definizione di autoproduzione ai fini fiscali infatti non rilevano le percentuali
del DL 79/1999 in quanto, quest’ultime, sono riferite esclusivamente al
soggetto “autoproduttore”.
40
Capitolo 2
Oltre al riferimento delle fonti rinnovabili, esistono altre condizioni di
esenzione dell’imposta di energia elettrica: tra tutte le condizioni di
esenzione, si riporta di seguito quella che più interessa allo scopo della
presente relazione: “impiegata negli opifici industriali come riscaldamento
negli usi indispensabili al compimento di processi industriali veri e propri,
compreso quello connesso a processi elettrochimici”.
Nell’applicazione di tale condizione ad un distretto industriale, nascono
alcuni problemi di interpretazione che determinano, in molti casi, difformità
di interpretazione ed applicazione delle norme che disciplinano la fiscalità
energetica.
Alcuni Uffici Tecnici di Finanza ritengono infatti che ai fini della fruibilità
dell’esenzione dall’imposta erariale di consumo l’opificio industriale sia da
intendersi come il luogo nel quale viene svolta in concreto ed all’atto della
fornitura di energia elettrica, un’attività industriale manifatturiera, escludendo
dalle riduzioni di imposta previste per gli usi industriali i consumi dei corpi
di fabbrica nei quali si svolgono attività non ritenute tali. Al riguardo si
osserva che la nozione di opificio industriale non è definita dal T.U.A. e che
l’evoluzione dei processi produttivi impone di interpretare estensivamente il
concetto. Infatti, attualmente, lo svolgimento di qualsiasi attività industriale
rende necessario prevedere la contestuale realizzazione di una serie di attività
ausiliarie collegate (servizi informatici, mensa, sicurezza, ecc…) non
strettamente riconducibili al concetto classico di opificio industriale anche se,
in difetto, il processo produttivo stesso non può essere assolto. Pertanto, dette
attività ausiliarie debbono essere considerate parte integrante della principale
attività produttiva. In base alle considerazioni che precedono la pretesa di
alcuni Uffici di escludere dal cumulo dell’energia elettrica consumi dei
fabbricati nei quali vengono svolti questi servizi collaterali è priva di
fondamento logico.
In definitiva, alcuni Uffici ritengono che in presenza di un sito industriale
fornito di un’unica rete interna di utenza, attraverso la quale viene messa a
disposizione l’energia elettrica, l’opificio industriale debba essere individuato
con riferimento a ciascuna singola impresa presente nello stesso e di
conseguenza che l'energia elettrica non venga considerata come
cumulativamente impiegata in un unico opificio industriale, bensì rivenduta a
41
Capitolo 2
società distinte (individuante ciascuna un autonomo opificio industriale),
vanificando così i presupposti per i quali era stata prevista l’esenzione.
I processi di terziarizzazione e di razionalizzazione aziendale hanno fatto
sì che le società che in origine erano proprietarie dei siti industriali abbiano
esternalizzato fasi del ciclo affidandolo ad imprese terze che operano
utilizzando le infrastrutture ed i servomezzi di funzionamento dell’impresa
principale (riscaldamento/condizionamento, illuminazione, mensa, sicurezza,
linea telefonica, impianti elettrici e termofluidici etc…). I siti industriali
stessi hanno, tuttavia, mantenuto immutata la propria destinazione produttiva
non essendo tecnicamente ed economicamente plausibile ipotizzare il
rifacimento totale delle infrastrutture energetiche ogni qual volta si
esternalizza (o si riassorbe) una fase dell’attività produttiva. Occorre rilevare,
inoltre, che le imprese possono in qualsiasi momento riassorbire, in tutto o in
parte, queste attività o allocarle in altre aree del comprensorio industriale. Ne
deriverebbe che, in questi casi, la pretesa degli Uffici comporterebbe anche la
permanente obbligazione di ristrutturare le reti ed i punti di misura per
adempiere ad un ipotetico obbligo fiscale e di adeguare nel contempo le
licenze relative.
Risulta evidente, quindi, che l'energia elettrica viene messa a disposizione
delle varie società in forza di un rapporto giuridico che non è quello della
somministrazione di energia elettrica, che assume rilevanza nell’ambito
dell’attuale normativa fiscale con riferimento alle figure del grossista e
distributore. L’acquisto di energia elettrica effettuato dalla titolare del
contratto di fornitura di energia elettrica ha, pertanto, l’esclusiva finalità di
assicurare lo svolgimento del complesso delle attività aziendali/produttive
nell’ambito del comprensorio industriale originariamente espletate da un
unico soggetto. L’energia elettrica, quindi, non è altro che uno dei
componenti dei servizi prestati. Ne consegue che il soggetto che mette a
disposizione l’energia elettrica, assume la veste di consumatore finale, che si
avvale di un complesso di beni e servizi per perseguire le finalità produttive
tra loro correlate dell’intero comprensorio industriale. Da quanto esposto si
ritiene che la somministrazione di energia elettrica debba essere sottoposta ad
imposizione e divenga imponibile nel solo momento della fornitura alla
titolare del contratto a nulla rilevando i successivi accadimenti che sono
direttamente imputabili alla stessa società la quale, solo attraverso la
42
Capitolo 2
disponibilità delle fonti primarie è in grado di adempiere a quanto
contrattualmente concordato. Ne consegue che la pretesa di alcuni Uffici di
escludere il riconoscimento, quale unica utenza, dei consumi di energia
elettrica all'interno dei vari stabilimenti/comprensori sul presupposto che il
sito-comprensorio comprendente più fabbriche o stabilimenti gestiti da
società diverse tra loro, non potrebbe considerarsi “opificio industriale” è
priva di fondamento nel caso in cui le attività svolte siano parte integrante di
un unico processo produttivo. Diverso è ovviamente il caso di comprensori
all’interno dei quali operano soggetti distinti che svolgono attività che non
hanno alcuna relazione tra loro e che hanno in comune solo l’ubicazione nella
stessa area: è evidente che in questi casi i soggetti sono singolarmente
obbligati nei confronti del fisco.
Si ricorda inoltre che l’esenzione in oggetto è stata introdotta a favore
della particolare destinazione dell’energia elettrica (uso in opifici industriali)
e con la finalità di compensare le imprese cd. energivore sfavorite nella
competizione internazionale dall’elevato costo dell’energia elettrica in Italia e
che con la suddetta agevolazione il legislatore ha inteso riferirsi al luogo ove
l’energia elettrica viene utilizzata. Ciò emerge in modo inequivoco dalla
stessa interpretazione letterale della norma. Il complesso aziendale
nell’ambito del quale viene utilizzata l’energia elettrica approvvigionata, è
incontestabilmente un opificio industriale nel quale coesistono una pluralità
di soggetti. La norma, peraltro, si esprime in termini di esenzione per
l'energia elettrica senza contenere alcuna precisazione in ordine
all'appartenenza soggettiva degli stabilimenti industriali (opifici) in cui è
consumata tale energia. L’opificio industriale va, quindi, inteso unitariamente
come luogo ove si svolgono lavorazioni industriali in unità di regime
produttivo o con caratteri comuni, già di per sé solo testimoniati dalla stessa
struttura delle reti interne d’utenza. E' la partecipazione ad un complessivo
ciclo produttivo che imprime una comune relazione alle fabbriche tra cui esso
è organizzato e crea tra le stesse un legame funzionale, nell'ambito del quale
lo stabilimento, pur potendo accomunare società diverse, ha un'unica
destinazione industriale e rappresenta un unico "opificio".In sintesi, per tutte
le argomentazioni sopra esposte, si ritiene che l'esenzione ha natura oggettiva
e riguardi i consumi di tutti i soggetti unitariamente considerati (in quanto
43
Capitolo 2
riferibili ad un’unica utenza) posti all’interno di un unico sito industriale
avente le caratteristiche di opificio.
2-8 Le microreti nel mercato dell’energia
L’utilizzo delle microreti, allo stato attuale, nel mercato dell’energia
elettrica, è definito in questo paragrafo in base a due scenari possibili che
possono verificarsi:
1.
microrete ottenuta con rete di distribuzione privata;
2.
microrete “virtuale” con generazione distribuita;
2-8.1 Microrete ottenuta con rete di distribuzione privata
Si consideri il caso di un’area dove sono presenti varie utenze, con alcuni
piccoli generatori (connessi in BT o MT).
In questo caso il sistema è molto semplice, in quanto la gestione interna è
a totale discrezione dell’eventuale consorzio che svolge le funzioni di
“Energy Manager” all’interno dell’area in esame. Per poter prelevare ed
immettere energia in rete (tramite la Borsa o mediante contratti bilaterali) il
consorzio deve versare al Gestore una componente per il servizio di
trasmissione (Paragrafo 2-5), concludere il contratto per il servizio di
dispacciamento con il Gestore e con il distributore locale il contratto per il
servizio di trasporto (necessario per i prelievi), ricevendo da questo la
componente CTR (componente tariffaria a copertura dei costi relativi al
servizio di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale per le imprese
distributrici). Tali contratti andranno stipulati dopo aver concluso l’iter
relativo alla richiesta di connessione al distributore locale, e dopo aver pagato
tutti gli oneri di connessione derivanti dalle soluzioni progettuali proposte ed
accettate. Per quanto riguarda la circolazione di energia all’interno della
microrete, sembrerebbe che non esista alcun obbligo di particolari vincoli
legislativi o fiscali, in quanto la rete è privata e perciò la suddivisione
dell’energia tra i vari “clienti interni” è frutto della scelta del consorzio
(anche se, di fatto, sarà dovuta a criteri di convenienza economica).
In questo caso, resta comunque da definire la modalità di organizzazione
interna tra i vari soggetti che partecipano alla microrete. In tal senso, una
44
Capitolo 2
possibile soluzione, forse la più semplice, potrebbe essere quella dove le
utenze passive pagano l’energia al consorzio secondo contratti liberamente
definibili, mentre le utenze attive/passive possono adottare con il consorzio
un sistema di “compensazione” o avere due contratti distinti (uno in veste di
“consumatore” ed uno da “produttore”). Tali contratti dovrebbero essere
liberamente definibili ed a qualsiasi prezzo in quanto la rete di distribuzione è
privata e non c’è nessun transito di energia in “reti con obbligo di
connessione a terzi” e non è perciò soggetta a meccanismi di vettoriamento.
E’ ovvio che il prezzo che il consorzio offre e/o garantisce all’utente deve
essere tale da garantire al consorzio ed agli utenti un’adeguata
contropartita/convenienza economica.
2-8.2 Microrete “virtuale” con generazione distribuita
Si consideri il caso di un’area industriale dove sono presenti varie utenze,
con alcuni piccoli generatori (connessi in BT o MT), ma dove la rete di
distribuzione che collega le varie utenze fra loro è pubblica. In linea generale,
possiamo suddividere le utenze all’interno della microrete in utenze passive
(consumatori) e utenze attive (produttori locali).
In questo caso non è possibile realizzare una vera e propria microrete,
anche se questa esiste fisicamente tra tutti i soggetti interessati. La rete
pubblica che collega i vari attori che costituiscono la microrete, infatti, è una
rete “con obbligo di connessione a terzi”, in cui i flussi sono imposti dal
Gestore della rete, che, in quanto figura di controllo, tiene conto di tutti gli
utenti connessi (non solo i partecipanti alla microrete); in altri termini, in
questa situazione non è possibile, per un soggetto giuridico privato, imporre i
flussi di potenza sulla microrete, nonostante questa esista fisicamente.
Per i motivi appena elencati, allo scopo di garantire un adeguato beneficio
economico ai soggetti che compongono la microrete, questa si può comunque
costituire anche se, per far questo, è necessario procedere, dal punto di vista
giuridico, alla costituzione di due consorzi (o società) che, pur avendo in
comune (o quasi) i soggetti proprietari, svolgono attività diverse:
CONSORZIO ACQUIRENTE. Tale soggetto acquista energia da terzi
(mediante contratti bilaterali o direttamente in Borsa) e vende tale
energia ai clienti idonei che sottoscrivono un opportuno contratto di
fornitura. Il consorzio acquirente è quindi il fornitore di energia
45
Capitolo 2
elettrica dei consumatori presenti nella microrete, che sono
ovviamente clienti idonei;
CONSORZIO PRODUTTORE. Il consorzio produttore è il soggetto
giuridico che si occupa, all’interno della microrete, di gestire
(direttamente o per conto terzi, in veste di Energy Manager della
microrete) i generatori all’interno della microrete. L’energia così
prodotta è venduta a terzi (mediante contratti bilaterali o direttamente
in Borsa) ai prezzi di mercato. Se tra i generatori sono presenti cicli
combinati di energia elettrica e calore, inoltre, il consorzio produttore
può essere visto anche come il fornitore di energia termica per i
consumatori.
I consumatori prelevano energia stipulando un contratto di trasporto con il
distributore locale mediante il consorzio acquirente, in quanto fornitore;
l’intermediazione del consorzio non è obbligatoria, ma è di solito
conveniente per vari vantaggi, come ad esempio per il maggiore potere
contrattuale che deriva da più consumatori consorziati rispetto al singolo. Il
consumatore paga così al consorzio acquirente una tariffa che comprende:
i costi di generazione, liberamente negoziabili tra fornitore e utente;
i costi di trasporto, stabiliti dall’AEEG, che sono girati dal fornitore al
distributore locale;
imposte erariali.
Il fornitore stipula quindi contratti di fornitura con gli utenti del distretto e
si impegna verso il Gestore (con cui stipula contratti di bilanciamento e
scambio per conto degli utenti stessi, Fig. 2-C) ad immettere in rete una
quantità di energia pari a quella consumata da tali utenti. Tale energia
potrebbe essere reperita direttamente all’interno della microrete, dai contratti
eventualmente stipulati con il consorzio produttore, oppure acquistata in
Borsa.
In definitiva, quindi, la microrete potrebbe essere realizzata quindi solo da
un punto di vista “virtuale” e gestionale. In altri termini, il consorzio
produttore, secondo criteri di ottimo economico, definisce i set-points dei
generatori per i generatori dei produttori locali, ma la fornitura fisica
dell’energia è fatta al singolo utente sempre dal distributore locale, con il
quale, per intermediazione del consorzio acquirente, ha stipulato un contratto
46
Capitolo 2
di trasporto. Dal punto di vista economico, si possono analizzare i benefici
conseguibili, distinguendo, oltre alle attività dei due consorzi, anche le due
tipologie di utenza individuate precedentemente:
Consorzio acquirente. Il fornitore di energia, come noto, deve acquistare
energia per conto dei propri clienti idonei. Nel passaggio alla microrete,
ipotizzando che tale tipo di consorzio sia pre-esistente, il vantaggio
potrebbe essere il minore costo dell’energia, grazie ai contratti bilaterali
con il consorzio produttore. In ogni caso, è bene ricordare che tale
consorzio condivide con il consorzio produttore la proprietà: il ricavo
deve essere quindi analizzato nell’insieme delle due attività;
Consorzio produttore. Il consorzio produttore produce i profitti che
derivano dalla differenza tra i ricavi per la vendita di energia elettrica e
termica (più gli eventuali incentivi nel caso di fonti rinnovabili) ed i costi
di produzione; nei casi in cui si abbia fornitura di energia termica,
mediante sistemi cogenerativi, questa costituisce un’ulteriore fonte di
guadagno;
Consumatore. Il principale vantaggio economico derivante dall’adozione
di una microrete è la riduzione dei costi dell’energia; il consorzio
acquirente, in virtù dei maggiori profitti, potrebbe ridurre i costi per la
fornitura dell’energia (in particolare, l’unica voce tariffaria negoziabile è
quella relativa ai costi di generazione);
Produttori locali. Con la creazione del consorzio produttore, i produttori
locali, affidando la gestione dei propri impianti di produzione a tale
consorzio, potrebbero ottenere una maggiore ottimizzazione dei costi; in
linea generale, infatti, i produttori locali svolgono principalmente altre
attività e quindi commissionare la gestione della produzione locale ad una
società specializzata può avere vantaggi tecnici ed economici. In ogni
caso, restano da definire i corrispettivi gli utenti che mettono a
disposizione della microrete la propria capacità produttiva, anche se in
questo caso la soluzione potrebbe essere un accordo diretto con il
consorzio produttore (ad esempio, l’applicazione di una percentuale ben
definita sul prezzo di vendita). Altre soluzioni, se sono rispettati gli
opportuni requisiti, sono quelli in cui:
l’utente con generatore si qualifica come autoproduttore (ma deve
consumare almeno il 70% dell’energia prodotta);
47
Capitolo 2
l’energia prodotta è ritirata direttamente dal Gestore ai prezzi di
cessione stabiliti dall’Autorità, se l’impianto ha i necessari
requisiti.
In entrambi i casi appena elencati, è in ogni caso importante sottolineare
che questi utenti appartengono alla microrete non più come produttori
locali ma come semplici consumatori. L’energia che producono, infatti, è
utilizzata direttamente in loco (nel caso degli autoproduttori) o venduta a
prezzi stabiliti al Gestore della rete; per tali motivi sono inseriti nella
microrete solamente ai fini degli eventuali prelievi di energia (in
entrambi i casi citati non possono cedere energia a terzi diversi dal
Gestore).
Rispetto al caso precedente, i punti di connessione con la rete in questo
caso sono tanti quanti sono i vari utenti e non esiste più un “punto comune”
verso la rete, come invece esiste nel caso di microrete vera e propria.
48
Capitolo 3.
Schemi di rete per la
distribuzione dell’energia
Con la nascita dei mercati liberalizzati, appare indispensabile la ricerca di
un nuovo modello di sviluppo della rete di distribuzione, che consenta di
superare le tradizionali strategie di progetto, gestione e pianificazione del
sistema elettrico, al fine di poter gestire una massiccia penetrazione di
Generazione Distribuita (GD). Infatti, malgrado sia opinione piuttosto diffusa
che la GD sia potenzialmente in grado di apportare benefici al sistema
elettrico, la sua espansione trova ancora diversi ostacoli, imputabili
principalmente ai problemi legati alla connessione con la rete di
distribuzione. Nel corso degli anni, infatti, il sistema di distribuzione
dell’energia elettrica è stato progettato considerando un flusso di potenza
unidirezionale, secondo gli schemi più classici della trasmissione
dell’energia. Tale sistema, caratterizzato da una topologia prevalentemente
radiale, non è stato quindi concepito per supportare la GD e non risulta
pertanto idoneo, se non in quantità marginale, alla sua allocazione.
Da un punto di vista prettamente tecnico, varie scelte progettuali state fatte
in funzione degli schemi di distribuzione adottati ed è quindi chiaramente
comprensibile come le utility siano piuttosto riluttanti ad accettare di
modificare l’ attuale stato del sistema di distribuzione, visti anche i forti costi
associati alle modifiche in questione.
49
Capitolo 3
Schemi di rete per la distribuzione dell’energia
Per questi motivi, l’opinione attualmente prevalente è che debba essere la
GD ad adeguarsi alla rete e non il viceversa. È tuttavia chiaro che una
massiccia diffusione della GD non potrà che comportare, nel lungo periodo,
una profonda rivisitazione degli schemi di rete e della filosofia di controllo e
protezione, che renderà la rete di distribuzione del futuro alquanto simile
all’attuale rete di trasmissione.
Il dibattito relativo alla convenienza di investire ingenti capitali nel
sistema di distribuzione, per poter passare a nuovi approcci che richiedono
ancora un’accurata fase di ricerca e quindi forti investimenti, è tuttora aperto.
Ad ogni modo, è significativo notare il ruolo fondamentale assegnato alla GD
ed all’utilizzo delle fonti rinnovabili da parte dell’Unione Europea, che
porterà inevitabilmente ad un aumento del livello di penetrazione.
Le reti di distribuzione sono normalmente suddivise tra [1]-[6]:
Reti di distribuzione a media tensione (MT);
Reti di distribuzione a bassa tensione (BT).
Le reti di distribuzione MT sono costituite dalle stazioni di
trasformazione AT/MT e dalle linee MT che alimentano stabilimenti
industriali, grossi carichi e cabine di distribuzione MT/BT, mentre le reti di
distribuzione BT sono costituite dalle cabine di distribuzione MT/BT e dalle
linee di distribuzione BT che alimentano i carichi residenziali, industriali e
terziario di modesta entità.
In questo capitolo saranno illustrati gli schemi tradizionali delle reti di
distribuzione, con particolare attenzione alla loro capacità di accogliere unità
GD, anche con riferimento alla situazione italiana, mentre nei prossimi
capitoli saranno invece analizzate le diverse soluzioni di reti innovative (reti
del futuro), con particolare riferimento alle microreti.
3-1 Schemi di rete
Le reti MT di distribuzione di energia elettrica costituiscono il mezzo
attraverso il quale sono raggiunte, a partire dalle cabine di trasformazione
AT/MT, le cabine pubbliche di distribuzione, da cui si dipartono le linee di
distribuzione destinate ad alimentare le utenze in BT (edifici residenziali,
50
Capitolo 3
negozi, uffici, ecc.) e le cabine private che alimentano stabilimenti industriali
ed altre utenze di medie dimensioni.
Gli obiettivi minimi che una rete di distribuzione deve raggiungere si
possono riassumere in:
economia e semplicità di costruzione;
elasticità, definibile come la possibilità di ampliamenti della rete in
conseguenza degli aumenti di carico e della comparsa di nuove utenze;
buona qualità di sistema;
mantenimento della qualità del prodotto.
La scelta della struttura più opportuna della rete di distribuzione deriva
pertanto dalla risoluzione di complessi problemi di ottimizzazione tecnicoeconomica. Le reti assumono quindi configurazioni diverse a seconda delle
utenze che devono servire ed in base, fra l’altro, alla loro localizzazione. Ad
esempio, nelle zone rurali, caratterizzate da carichi modesti e disseminati su
aeree relativamente grandi, sono presenti reti con una struttura certamente più
semplice ed economica di quella impegnata per le reti di distribuzione nel
centro di una grande metropoli, dove si ha un’elevata densità di carico e forti
esigenze di continuità del servizio. Sempre nelle zone rurali sono privilegiate
le linee aeree, che permettono di coprire maggiori distanze a minor costo,
mentre nelle zone urbane le linee in cavo sono preferibili per ragioni di
sicurezza e di impatto visivo.
Come si è visto nei semplici esempi riportati, in linea di principio non è
possibile pensare ad un unico schema di rete che possa risultare valido per
tutti i casi, in quanto la scelta della struttura di rete risulta fortemente
condizionata da vari fattori, quali ad esempio la natura, densità e dalla
distribuzione dei carichi: le soluzioni prospettate, descritte nei paragrafi
seguenti, variano quindi in base allo scenario ipotizzato.
3-1.1 Reti radiali
La gran parte delle reti di distribuzione nel mondo è gestita con un
esercizio radiale.
Una rete radiale è caratterizzata principalmente da una grande
economicità, ma anche da una ridotta capacità di far fronte a consistenti
variazioni nel numero degli utenti serviti e nella loro domanda di energia. A
causa della sua stessa struttura, essa è normalmente carente dal punto di vista
51
Capitolo 3
della qualità del servizio, in quanto un guasto in un suo lato può determinare
la mancata fornitura dell’energia ad un elevato numero di utenti, per tempi
che variano da qualche minuto ad alcune ore. Per ovviare a questi problemi,
le società di distribuzione hanno nel tempo modificato gli schemi puramente
radiali eseguendo il dimensionamento delle condutture con elevati margini di
sicurezza, in modo da tutelarsi rispetto ad eventuali forti crescite di carico,
realizzando un numero di collegamenti ridondanti che possano essere
utilizzati come percorsi alternativi in caso di guasto e, infine, impiegando
protezioni selettive in grado di ridurre il tempo di individuazione del guasto e
la sua area di influenza.
Le reti radiali si dividono principalmente in tre tipi di schemi:
reti radiali con lati di controalimentazione: impiegate essenzialmente in
aree extraurbane;
reti a congiungenti spurie (Fig. 3-A): queste reti sono caratterizzate da
nodi MT di dorsale collegati in entra-esci, da dorsali totalmente
rialimentabili da due cabine primarie distinte o dalla stessa cabina
primaria; dai nodi di dorsale possono essere alimentate linee di laterale, in
genere completamente radiali e pertanto non rialimentabili; il loro tipico
impiego è nelle aree a non elevata densità di carico con utenze rurali
(alimentazione di paesi e piccoli centri urbani);
reti a congiungenti pure (Fig. 3-A): queste reti sono sostanzialmente
analoghe alle precedenti, ma risultano prive dei collegamenti di laterale;
trovano il loro impiego nelle aree urbane e nelle aree contraddistinte da
una forte densità di carico.
Relativamente alla diffusione della GD nelle reti radiali, è facile notare
come le molteplici limitazioni principalmente legate al fatto che la
generazione non garantisce più l’unidirezionalità dei flussi di potenza. In
molti paesi, infatti, la diffusione della GD in reti radiali sta creando non pochi
problemi di esercizio, soprattutto con riferimento alla regolazione della
tensione ed alla selettività delle protezioni.
52
Capitolo 3
Connessione di emergenza
a) Reti a congiungenti pure
Legenda
Nodo cabina primaria
Nodo MT dorsale
Nodo MT laterale
Connessione di emergenza
b) Reti a congiungenti spurie
Fig. 3-A Reti a congiungenti
3-1.2 Reti magliate
Le reti magliate presentano la caratteristica di avere l’alimentazione che
proviene da due o più cabine primarie (Fig. 3-B). In certi casi, è possibile
realizzare una rete magliata con una sola sorgente di alimentazione e la
chiusura delle congiungenti a formare un anello (reti a petalo).
Per quanto riguarda le reti a petalo, occorre evidenziare come esse
permettano l’iniezione di potenze maggiori, proprio perché la corrente è
ripartita su più linee; tale ripartizione è tanto maggiore quanto più la GD si
trova verso il centro dell’anello, quindi lontano dalla stazione AT/MT, in
quanto le impedenze dei rami in parallelo tendono a valori simili. Questo
risultato è piuttosto significativo in quanto nelle reti radiali gli effetti della
GD diventano sempre più negativi tanto più la GD è posizionata lontana dalla
cabina primaria. La formazione di anelli all’interno della rete permette perciò
una migliore distribuzione dei flussi di potenza erogati dal generatore ed
53
Capitolo 3
assorbiti dal carico; a parità di potenza iniettata, quindi, lo scostamento della
tensione dal valore nominale diminuisce, rispetto alla rete radiale, soprattutto
per quei generatori lontani dalla stazione AT/MT. Consentendo una più
agevole integrazione della GD nelle reti di distribuzione, le reti a petalo,
garantiscono quindi una migliore qualità dell’alimentazione dei carichi
rispetto alle reti radiali.
Fig. 3-B Rete Magliata
La rete completamente magliata è in grado di accogliere ancor più GD in
quantità non marginale: in questo caso rimangono ancora valide le
considerazioni relative alla migliore distribuzione dei flussi di potenza, che
aumentano la possibilità di iniettare potenza nella rete limitando le
sovratensioni. Grazie al fatto di avere a disposizione due o più cabine
primarie, inoltre, la porzione della rete di distribuzione interessata è più
grande: questo garantisce una migliore uniformità nel tempo della domanda
di energia, riducendo i problemi arrecati, ad esempio, da un carico ridotto in
una zona in cui vi sia una forte penetrazione della GD.
Allo scopo di adeguare le attuali reti ad accogliere una elevata
penetrazione della GD, il passaggio da una gestione radiale ad una gestione
magliata appare la soluzione più plausibile, per la relativa facilità di rendere
magliate le reti di distribuzione esistenti (la magliatura della rete può essere
ottenuta semplicemente chiudendo i sezionatori nei lati di
controalimentazione) e perché queste permettono una forte penetrazione della
produzione senza introdurre particolari controindicazioni e vincoli tecnici. E’
bene sottolineare comunque che questa soluzione comporterebbe in ogni caso
una radicale e onerosa rivisitazione dell’intero sistema di distribuzione.
54
Capitolo 3
3-1.3 Reti con struttura ad anello
Le reti ad anello (Fig. 3-C) hanno il notevole vantaggio della doppia
alimentazione delle cabine di trasformazione MT/BT e dai carichi MT
posizionati lungo il feeder principale.
Carico a MT
Carico a MT
MT/BT
Ai carichi in
bassa tensione
AT/MT
Sezionatore
NO
Carico a MT
MT/BT
Fig. 3-C Schema di rete ad anello
La continuità del servizio in questo caso aumenta notevolmente; al
verificarsi di un guasto su un tratto di linea, infatti, le cabine possono
funzionare ugualmente mediante il sezionamento della parte dove si è
verificato il guasto. Nella pratica, accade frequentemente che le linee siano
predisposte per essere chiuse e trasformate ad anello per mezzo di un
sezionatore che in condizioni di funzionamento normale rimane comunque
aperto.
La rete ad anello consente una migliore ripartizione dei carichi e una
maggiore continuità rispetto alle reti radiali pure.
La gestione ad anello è attraente dal punto di vista economico, in ragione
del fatto che i dispositivi di protezione esistenti possono ancora essere
impiegati, qualora siano consentiti ritardi nell’intervento; ciò è possibile, ad
esempio, limitando la corrente di guasto a terra con la compensazione del
neutro (bobina di Petersen).
55
Capitolo 3
3-2 Il sistema di distribuzione italiano
Le reti MT occupano una posizione di fondamentale importanza nel
sistema elettrico italiano: la loro funzione è quella di distribuire in maniera
capillare nel territorio circa il 65% della produzione di energia elettrica. In
Italia, la rete di distribuzione secondaria è costituita da linee in media
tensione (15-20 kV) che coprono il territorio in modo tanto più fitto quanto
più è elevata la densità dei carichi e che presentano differenti caratteristiche
in base all’area da alimentare.
Le topologie di rete sono intrinsecamente affidabili per i sistemi AT, per le
cabine AT/MT e le dorsali MT, per le quali, risultando cospicua in caso di
disservizio la quantità di energia interrotta, risulta giustificata la piena riserva
e rialimentabilità, almeno nel caso di perdita di un componente di rete
(criterio n-1). In base a quanto detto, risulta pertanto che:
la rete AT è quasi sempre magliata con valori massimi di corrente sulle
linee pari alla metà del limite termico delle stesse;
nelle stazioni AT/MT sono generalmente installati due trasformatori con
sfruttamento massimo pari al 65% (per poter riprendere comunque tutto il
carico MT anche in caso di perdita di un trasformatore);
l’utilizzo di linee di derivazione è contenuto, in particolare nelle reti
urbane;
la maggior parte delle dorsali in MT è controalimentabile da altra cabina
AT/MT in caso di disservizio.
Le reti in MT sono concepite per l'esercizio radiale, con strutture tali da
raggiungere il miglior compromesso tecnico-economico fra le seguenti
esigenze:
facilitare il trasferimento del carico da una cabina AT/MT all'altra, in
caso di disservizio di trasformatori e per lavori di manutenzione in rete;
connettere con il minor percorso le cabine MT/BT, al fine di contenere il
costo della rete;
permettere, in relazione alle caratteristiche del carico, la rialimentazione
parziale o totale del medesimo, durante gli interventi di riparazione dei
guasti;
assicurare la tenuta delle linee al corto circuito.
56
Capitolo 3
In funzione del tipo di linea impiegato, le reti MT possono essere
classificate nel modo seguente:
reti aeree, realizzate con linee aeree in conduttori nudi;
reti in cavo-aereo, realizzate con linee aeree portanti cavi MT;
reti in cavo sotterraneo.
Il modello di riferimento italiano per le reti aeree è la struttura a due ordini
di linee o ad albero, in cui da una linea dorsale a sezione costante si
sviluppano linee di derivazione o laterali. Le dorsali si attestano,
generalmente, all'altro estremo su di un'altra cabina o, talvolta, si richiudono
a petalo sulla stessa cabina di origine ma su sbarre differenti. La
rialimentazione del carico è normalmente riservata esclusivamente alle
dorsali. La struttura tipica delle reti MT in cavo sotterraneo prevede linee
dorsali senza derivazioni che congiungono (struttura a congiungenti) due
cabine primarie affacciate ed alimentano in entra-esci le cabine secondarie.
Il sistema di distribuzione italiano è stato recentemente oggetto di
numerosi ammodernamenti. Infatti, durante il periodo antecedente alla
liberalizzazione, i distributori (di solito ENEL) hanno investito nel sistema
pianificandone lo sviluppo a lungo termine, permettendo in tal modo di far
fronte ancora oggi efficientemente alle nuove condizioni. Più di recente,
anche a seguito della liberalizzazione ed al ruolo svolto da AEEG, si è andata
consolidando una sempre maggiore attenzione verso la qualità e la continuità
del servizio, che ha richiesto ingenti investimenti. Per queste ragioni,
l’eventuale decisione di operarvi ulteriori modifiche non sarebbe da
attribuirsi a ragioni tecniche, quanto piuttosto a scelte politiche miranti ad
incentivare, ad esempio, lo sfruttamento di fonti rinnovabili per il
conseguimento degli obiettivi sanciti dalle direttive UE, con indiretta
diffusione della GD.
3-3 Strutture di rete in presenza di GD
Da quanto riportato nei paragrafi precedenti si deduce che le reti pubbliche
di distribuzione sono prevalentemente gestite in modo radiale, anche se
possono essere realizzate secondo schemi del tipo ad anello o più in generale
debolmente magliati. E’ stato inoltre posto in evidenza come gli schemi
57
Capitolo 3
attualmente adottati per la distribuzione non sono in grado di accogliere
grossi quantitativi di generazione. D’altra parte, l’attuale struttura del sistema
potrà essere mantenuta soltanto fino a quando il livello di GD presente nelle
reti di distribuzione sarà moderato e comunque contenuto entro i limiti attuali
o poco superiori. L’impatto che l’installazione di tali unità di generazione ha
sulle reti di distribuzione esistenti è ampiamente discusso nella recente
letteratura. In tal senso, il confronto fra le una gestione radiale del sistema e
una gestione a maglia chiusa (anelli chiusi o reti debolmente magliate) porta
alle seguenti considerazioni:
dal punto di vista delle perdite di energia, a parità di carico e di
generazione, si può dire che esse tendono a diminuire nel passaggio dalla
configurazione radiale a quella magliata per via della miglior
distribuzione dei flussi di potenza. Se invece la generazione viene
aumentata su carico costante si osserva dapprima una riduzione
dell’incidenza delle perdite seguita, per livelli di generazione elevati, da
una crescita consistente, per via del fatto che comunque le reti di
distribuzione non nascono per “esportare” energia verso il sistema di
trasmissione;
dal punto di vista dello sfruttamento degli elementi di rete e quindi
l’eventuale differimento degli investimenti per far fronte alla crescita del
carico, la realizzazione di magliature o semplicemente la gestione ad
anello chiuso delle reti di distribuzione può permettere la eliminare o
ridurre le contingenze tipiche delle reti radiali;
l’uniformità del profilo di tensione trae indubbiamente beneficio dalla
magliatura;
la GD connessa alla rete di distribuzione comporta un aumento della
corrente di corto circuito nei vari nodi della rete a meno che essa non sia
disaccoppiata dalla rete stessa mediante convertitori elettronici;
in presenza di GD si può verificare la perdita di selettività e di
coordinamento delle protezioni che può comportare un sensibile
peggioramento nella qualità del servizio.
In conclusione, quindi, qualora la GD dovesse raggiungere il livello che
molti autori ipotizzano è ragionevole pensare ad un sistema di distribuzione
che permetta a carichi e generatori di partecipare al mercato dell’energia e dei
servizi ancillari esattamente come accade attualmente a livello della rete di
58
Capitolo 3
trasmissione. Il gestore della rete di distribuzione si potrà trovare quindi ad
affrontare problemi per la cui soluzione è evidentemente necessario
abbandonare la tradizionale gestione radiale della rete per una più flessibile
struttura magliata.
59
Capitolo 4.
Le reti elettriche del futuro
L’attenzione del mondo della ricerca scientifica nazionale ed europea al
tema della Generazione Distribuita (GD) è notevole, come testimoniato dalle
attività della Ricerca di Sistema e dai Programmi di Ricerca Europei.
In tale contesto, le tecnologie dei sistemi di produzione, ormai
prevalentemente orientate alla realizzazione di taglie di generatori contenute
e l’evoluzione del libero mercato porteranno a significativi cambiamenti nelle
reti elettriche di distribuzione. La diffusione in larga scala della GD,
potenzialmente in grado di alleggerire il sistema di trasmissione e di risolvere
in parte tali problemi, è però rallentata dallo stato in cui si trova il sistema di
distribuzione, che al momento non è in grado di accogliere una forte
penetrazione di GD, come illustrato nei capitoli precedenti. I motivi sono
diversi, ma derivano principalmente dal fatto che nel corso degli anni le reti
di distribuzione non sono state concepite tenendo conto della possibilità di
produrre in loco parte della potenza necessaria al sostentamento dei carichi.
Da queste considerazioni si intuisce l’esigenza di studiare nuove soluzioni
di rete in grado di rispondere alle nuove esigenze, ottimizzando i benefici e
minimizzando gli inconvenienti eventualmente imputabili ad una massiccia
presenza di GD nel sistema di distribuzione.
Il dibattito sulla convenienza di investire ingenti capitali nel sistema di
distribuzione, per passare a nuovi approcci che richiedono ancora una fase di
sviluppo, e conseguentemente forti investimenti, è ancora aperto. Nello
scenario futuro più verosimile, le reti di distribuzione dovranno abbandonare
61
Capitolo 4
l’attuale struttura, per raggiungerne una nuova in grado di distribuire
connettività in luogo di potenza, consentendo a tutti i consumatori la
possibilità di ricevere l’energia dai produttori partecipanti al mercato; la rete
quindi non sarà più vista come un semplice sistema di alimentazione delle
utenze, ma come un’autostrada attraverso la quale si ottiene la connessione
dei carichi con i generatori.
Tra le varie soluzioni innovative allo studio, si possono sicuramente citare
le microreti, oggetto specifico della presente tesi ed alle quali sarà dedicato
un capitolo successivo, le SmartGrids e le Virtual Utility, che sono di seguito
illustrate; si presentano inoltre le reti a corrente continua, che rappresentano
un ulteriore esempio di rete del futuro, per varie caratteristiche che la rendono
interessante. Prima della presentazioni di tali schemi, si procederà
all’illustrazione dei criteri innovativi definiti per la realizzazione delle reti
elettriche del futuro, presentando inoltre il modello inglese.
4-1 La Terza Rivoluzione Industriale
I documenti prodotti nel corso degli anni dalla UE indicano chiaramente
che l’Europa è entrata in una nuova era energetica e delineano gli obiettivi
che dovranno essere perseguiti [7]-[8]:
Sostenibilità;
Competizione;
Sicurezza nell’approvvigionamento energetico.
Per quanto concerne la domanda di energia elettrica è da attendersi una
consistente crescita, come ribadito dai dati dell’Agenzia Internazionale per
l’Energia (IEA) che prevede una crescita annua pari al 1.4 % fino all’anno
2030. Alcuni studi italiani, eseguiti nell’ambito della Ricerca di Sistema,
prevedono che la crescita della domanda sarà prevalentemente concentrata
nei settori terziario e residenziale e, pertanto, andrà ad interessare in modo
significativo il sistema di distribuzione a media e bassa tensione.
La prevista crescita dei consumi energetici e la riduzione delle
disponibilità di risorse causeranno un aumento della dipendenza energetica
europea e nazionale; per questi ed altri motivi risulta indispensabile sostenere
l'obiettivo di un migliore utilizzo dell'energia primaria, unitamente ad una
62
Capitolo 4
maggiore attenzione agli aspetti di impatto ambientale. Inoltre, la necessità
della sicurezza della fornitura elettrica e della riduzione dei gas serra trova
nella crescita della GD e nelle tecnologie a fonte rinnovabile quelle
componenti essenziali verso uno sviluppo sostenibile.
In tale contesto, la questione fondamentale che ogni paese deve porsi è:
come far crescere un’economia globale sostenibile nei decenni del tramonto
di un regime energetico i cui crescenti costi esternalizzati e svantaggi stanno
cominciando a compensare in negativo quello che una volta era il suo vasto
potenziale positivo?
I 27 Stati membri dell’UE stanno facendo ogni sforzo per assicurarsi che
le riserve rimanenti dei combustibili fossili siano utilizzate in modo più
efficiente e stanno sperimentando tecnologie di energia pulita per limitare le
emissioni di anidride carbonica nella combustione dei carburanti tradizionali.
In tal senso, l’Unione Europea, nel marzo 2007, è diventata la prima
superpotenza a intraprendere un impegno vincolante per la produzione del
20% della propria energia attraverso le fonti energetiche rinnovabili entro il
2020 ed un’analoga riduzione delle emissioni del 20% rispetto ai livelli del
1990 entro il 2020 (il pacchetto 20-20-20).
In tali condizioni, ogni governo dovrà esplorare nuovi modelli energetici e
economici nell’intento di raggiungere l’obiettivo il più vicino possibile allo
zero di emissioni di carbonio. A questo punto, gli stessi principi progettuali
che resero possibile internet e ampie reti globali distribuite di comunicazione,
saranno utilizzati per riconfigurare le reti elettriche globali in modo che sia
possibile produrre energia rinnovabile e condividerla peer-to-peer, proprio
come attualmente è già possibile con l’informazione. Questo creerà un nuovo
sistema decentrato di utilizzazione dell’energia. La reazione di un regime di
energia rinnovabile accumulato parzialmente sotto forma d’idrogeno, e
distribuita attraverso reti intelligenti, porterà alla cosiddetta “Terza
Rivoluzione Industriale”.
Il viaggio dell’Unione Europea verso la Terza Rivoluzione Industriale è
iniziato, come già ricordato, col rendere obbligatorio che il 20% di tutta
l’energia sia generata da fonti rinnovabili entro il 2020. Impegnandosi per un
futuro di energia rinnovabile, l’UE ha perciò messo le fondamenta per un’era
di economia sostenibile ad emissioni zero. Per completare tale ragionamento,
tuttavia, sarà necessario aggiungere due pilastri fondamentali:
63
Capitolo 4
l’introduzione di tecnologie di idrogeno insieme ad altre tecnologie
quali batterie e pompaggio idrico per immagazzinare le forme
intermittenti di energia rinnovabile;
la creazione di reti energetiche intelligenti (SmartGrids), al fine di
permettere che le forme distribuite di energia rinnovabile siano
prodotte e distribuite con la stessa facilità di accesso e trasparenza che
è possibile per la produzione e l’informazione su internet.
In definitiva, i tre pilastri fondamentali che devono essere sviluppati ed
integrati pienamente affinché il nuovo paradigma economico diventi
operativo sono:
energia rinnovabile;
tecnologie di accumulo;
reti energetiche intelligenti (SmartGrids).
Di seguito si analizzeranno brevemente e singolarmente tali aspetti.
Le forme rinnovabili di energia solare, eolico, idroelettrico, geotermico,
moto ondoso e biomasse, costituiscono, come detto, il primo dei tre pilastri
della Terza Rivoluzione Industriale.
Tali forme di energia al momento rappresentano solo una piccola
percentuale del mix energetico globale: per tali ragioni è necessario che si
verifica una rapida crescita in conseguenza degli obiettivi obbligatori che i
vari governi si sono dati; in tale contesto, è facile immaginare che i costi di
tali tecnologie, in diminuzione, renderanno queste progressivamente
competitive.
L’investimento globale nelle energie rinnovabili ha raggiunto la cifra
record di 74 miliardi di euro nel 2006 e si prevede che raggiunga i 250
miliardi di euro entro il 2020 ed i 460 miliardi di euro entro il 2030. La
fabbricazione, l’installazione e la manutenzione di energie rinnovabili oggi
impiega approssimativamente due milioni di persone su scala mondiale. Uno
studio recente svela che il numero di posti di lavoro per ogni euro investito (e
per kW prodotto) da tecnologie pulite di energia rinnovabile è dalle 3 alle 5
volte superiore al numero di posti di lavoro creato a partire da combustibili
fossili secondo gli stessi parametri. Nella sola Germania, l’industria
dell’energia rinnovabile ha raggiunto la cifra record di 21,6 miliardi di euro e
214 mila lavoratori nel 2006 e si prevede la crescita dei posti di lavoro a 263
64
Capitolo 4
mila unità entro il 2010, a 354 mila entro il 2020, a 415 mila entro il 2030. I
26 altri Stati membri dell’UE creano nuovi posti di lavoro installando nuove
fonti di energie rinnovabili nell’intento di realizzare una politica energetica a
zero emissioni o quasi. L’energia rinnovabile nell'Unione Europea ha
generato 8,9 miliardi di euro nel 2005 e si prevede che arrivi a 14,5 miliardi
di entro il 2010. Oltre settecentomila posti di lavoro dovrebbero essere creati
nell'UE entro il 2010 nel settore elettrico rinnovabile. Entro il 2050 l’energia
rinnovabile dovrebbe fornire all’incirca la metà di tutta l’energia primaria e il
70% dell’elettricità prodotta nell'UE con parecchi milioni di posti di lavoro.
Per massimizzare l’energia rinnovabile, riducendo i costi, sarà tuttavia
necessario sviluppare metodi di accumulo che facilitino la conversione delle
forniture intermittenti di queste fonti energetiche in un servizio affidabile.
Gli attuali sistemi a batterie, sistemi di pompaggio ed altri mezzi possono
fornire una limitata capacità di accumulo. L’idrogeno è invece il mezzo
universale di accumulo del futuro che “immagazzina” tutte le forme di
energia rinnovabile per assicurare la disponibilità di una fornitura stabile ed
affidabile per la generazione elettrica e, cosa altrettanto importante, per i
trasporti.
L’idrogeno è il più leggero elemento dell’universo e quando è applicato
per produrre energia, come scarti produce solo pura acqua e calore.
Purtroppo, l’idrogeno si trova dappertutto in natura ma raramente da solo in
natura e deve dunque essere estratto, con vari metodi (es. steam reforming),
da altri elementi quali combustibili fossili, acqua, o biomassa. Esiste tuttavia
un’interessante opportunità relativamente alla produzione di idrogeno che
consente inoltre un utile collegamento alla diffusione dell’energia
rinnovabile. Le fonti energetiche rinnovabili di energia, quali celle solari,
eolico, idroelettrico, geotermia e moto ondoso sono utilizzate per produrre
elettricità in modo sempre crescente; tale energia elettrica, a sua volta, può
essere usata, in un processo chimico chiamato elettrolisi per scindere la
molecola dell’acqua in idrogeno ed ossigeno.
Il punto importante da sottolineare è che una società basata sull’energia
rinnovabile, intermittente per definizione (il sole non splende sempre, il vento
non soffia sempre, etc.), diventa possibile nella misura in cui la stessa energia
può essere accumulata sotto forma di idrogeno.
65
Capitolo 4
Le altre energie di accumulazione come le batterie, le pompe idriche,
“flywheels” ed “ultra-capacitors” forniscono possibilità di accumulazione
limitate e di nicchia relativamente alle reti intelligenti di energia; per tali
motivi esse rappresenteranno comunque un complemento per l’idrogeno,
nell’intento di mantenere disponibile una fornitura sicura di energia.
Nel 2007, la piattaforma tecnologica europea per l’idrogeno e le celle a
combustibile, creata nel 2003, ha pubblicato un piano dettagliato di lungo
termine per l’introduzione commerciale di un’economia dell’idrogeno nei 27
Stati membri dell’Unione Europea.
Governi nazionali e regionali di tutta l’Europa hanno già cominciato a
creare programmi di ricerca e sviluppo per l’idrogeno e sono nelle fasi
iniziali dell’introduzione delle tecnologie ad idrogeno nel mercato. Nel 2006
la Repubblica Federale di Germania ha impegnato 500 milioni di euro per la
ricerca sull’idrogeno. L’Unione Europea ha inoltre proceduto al
finanziamento della ricerca e sviluppo per l’economia dell’idrogeno. Il
mercato complessivo europeo dell’idrogeno si stimava intorno ai 283 milioni
nel 2005 e si prevede una sua crescita del 5% annuo fino ai 950 milioni di
euro nel 2010. Per quanto riguarda la piattaforma tecnologica per l’idrogeno,
la Commissione Europea ha già stanziato oltre 500 milioni di euro per la
preparazione di tecnologie per l’uso commerciale di energie ad idrogeno e
celle a combustibili. Il settore privato si prevede che impegni ulteriori 5
miliardi di euro per portare l’idrogeno sul mercato nel corso prossimi 10
anni. Fondi UE variabili tra i 320 e 350 milioni di euro l’anno sono previsti
entro il 2007 e il 2015 per un totale di 7,4 miliardi di euro disponibili, per
fare dell’economia dell’idrogeno una realtà durante la seconda parte del 21°
secolo.
Il terzo pilastro necessario alla Terza Rivoluzione Industriale è
attualmente in fase di sperimentazione da parte delle società energetiche
europee: si tratta della riconfigurazione delle reti energetiche europee
secondo gli schemi di internet per permettere alla imprese e all’utenza
privata di produrre la propria energia e di scambiarla facilmente.
Queste reti intelligenti, in linea generale, sono costituite da microreti che
permettono all’utenza privata, alle piccole e medie imprese e alle grandi
imprese di produrre localmente energia rinnovabile – attraverso pannelli
66
Capitolo 4
solari, eolico, piccolo idroelettrico, residui animali e agricoli, rifiuti organici,
ecc. – e di utilizzarla per i loro bisogni elettrici.
Le tecnologie di reti intelligenti sono composte da sensori disseminati in
tutto il sistema di rete collegati ad ogni elettrodomestico; le attuali tecnologie
di contatori intelligenti, inoltre, permettono ai produttori locali di energia di
venderla in modo più vantaggioso alla rete elettrica principale e di prendere
elettricità dalla rete rendendo il flusso elettrico bi-direzionale. Questa
“interconnettività” può essere usata per reindirizzare i flussi energetici
durante i picchi o le cadute e perfino di approfittare delle variazioni del
prezzo di elettricità di momento in momento. In futuro, le reti elettriche
intelligenti potranno registrare le temporanee variazioni meteorologiche –
cambiamenti del vento, variazioni dl flusso solare, temperatura, ecc. –
fornendo alle reti elettriche la capacità di variare i flussi di elettricità
continuamente sia in base alla condizioni esterne del tempo e/o domanda dei
consumatori. Per esempio, se una rete elettrica è in fase di picco e rischia un
sovraccarico a causa dell’eccesso di domanda, il controllore può agire sulla
lavatrice di casa portandola ad un ciclo inferiore, o ridurre di un grado l’aria
condizionata. I consumatori che permetteranno questi piccoli aggiustamenti
nella loro utenza elettrica avranno sconti in bolletta e/o agevolazioni
tariffarie. Le reti intelligenti, quindi, non solo daranno agli utenti più potere e
maggiore scelta energetica, ma creeranno anche cospicue efficienze
energetiche.
E’ interessante constatare, con riferimento a quanto indicato, come il
nuovo piano energetico dell’UE anticipi le reti intelligenti, con la previsione
che le reti siano scorporate o almeno rese progressivamente indipendenti dai
produttori di energia così che nuovi attori, specialmente piccole e medie
imprese e utenti privati, abbiano l’opportunità e vendere energia alla rete con
la stessa facilità e trasparenza con cui noi oggi è possibile produrre e
distribuire informazioni su internet.
La Commissione Europea ha creato una piattaforma ecologica europea per
le reti intelligenti e ha preparato un documento strategico a lungo termine nel
2006 per la riconfigurazione delle reti elettriche europee in modo da renderli
intelligenti, distribuite, e interattive (SmartGrids). La riconfigurazione della
infrastruttura energetica nella UE creerà nuove opportunità commerciali e
milioni di posti di lavoro nei prossimi 25 anni; poiché l’installazione di
67
Capitolo 4
tecnologie per le risorse energetiche rinnovabili e la creazione di una
infrastruttura per l’idrogeno e per le reti intelligenti di energia sono
necessariamente legate al territorio, questi posti di lavoro saranno tutti in
Europa. Anche la prospettiva di rendere operativo il terzo pilastro delle Terza
Rivoluzione Industriale, le reti intelligenti europee, sta incontrando sempre
maggiore entusiasmo nel settore pubblico ed in quello privato, mentre
l’Europa si dibatte nella sfida di superare una rete elettrica vecchia e
inefficiente, passando da una infrastruttura elettromeccanica da seconda
rivoluzione industriale ad una infrastruttura digitale da Terza Rivoluzione
Industriale.
4-2 La rete attiva
Una possibile definizione di sistema di distribuzione attivo potrebbe
essere quella secondo la quale “una rete di distribuzione è attiva se vi sono
presenti sistemi in grado di controllare le risorse distribuite (carichi,
generatori e sistemi di accumulo)”, come da definizione CIGRE’, o più
semplicemente è attiva una rete che non svolge la sola funzione passiva di
alimentare gli utenti finali. Non è necessario che tutte le funzioni siano
simultaneamente presenti perché la rete possa essere considerata attiva, ma la
possibilità di modificare la potenza assorbita e/o generata ai nodi ne
costituisce senza dubbio un elemento fondamentale.
Nelle reti passive, il dimensionamento e la gestione del sistema si basa
sull’applicazione di criteri deterministici essenzialmente legati all’analisi del
caso peggiore, anche se sono utilizzati dei correttivi per evitare eccessivi
investimenti (ad es. applicazione dei coefficienti di contemporaneità ed
utilizzo). In altre parole si tratta della cosiddetta politica del “connect and
forget”, seguita dalle società di distribuzione di tutto il mondo in base alla
quale il sistema deve essere dimensionato in modo tale da consentire il
rispetto dei vincoli tecnici nelle condizioni estreme più gravose e, pertanto,
una volta che un carico è connesso alla rete il distributore può dimenticarsi
della sua presenza e non curarsi del suo assorbimento. L’applicazione di
questo criterio nel nuovo scenario liberalizzato, in cui vi è una sempre
68
Capitolo 4
maggiore spinta per l’uso di impianti di generazione di piccola taglia basati
sull’impiego di fonti rinnovabili, costituisce una barriera allo sviluppo.
E’ quindi necessario prevedere un nuovo sistema di distribuzione in cui i
distributori non si “dimenticano” di aver collegati alla loro rete impianti di
produzione ma anzi possono controllarli in modo tale da permetterne una
sicura ed agevole integrazione nel sistema. L’abbandono del “connect and
forget” impone ai distributori di ripensare completamente l’approccio alla
pianificazione, che dovrebbe essere necessariamente probabilistico.
L’approccio di tipo probabilistico, quindi, serve ai distributori, che possono
stimare l’entità degli investimenti per lo sviluppo della rete in modo meno
gravoso e, in un certo senso, più realistico, ed ai produttori che, accettando di
partecipare ad una rete attiva, accettano implicitamente di vedere ridotta,
parzialmente o totalmente, in alcune ore della giornata particolarmente
critiche la loro capacità produttiva e devono, pertanto, essere consapevoli,
sebbene in termini probabilistici, delle limitazioni alla produzione causate
dalla rete. In questo modo, non sarebbe necessario che il distributore richieda
ai produttori di connettersi, come accade spesso oggi, con linee dedicate al
livello di tensione superiore sulla base di eventi estremi (ad es. nessun
carico/massima generazione), che hanno bassissima probabilità di
occorrenza.
È comunque evidente che per implementare un sistema di questo tipo è
necessario dotare la distribuzione di sistemi di comando e controllo
attualmente non utilizzati e questo richiederà investimenti anche consistenti.
D’altro canto, il vantaggio di questa linea di sviluppo sta nel fatto che una
parte consistente delle modifiche necessarie alla realizzazione di una rete
attiva non riguarda la costruzione di nuove linee e/o CP ma, al contrario,
l’implementazione di un sistema di controllo attivo di carichi e generazione,
permetterà il differimento di investimenti, far fronte alla crescita del carico
(si prevede che la crescita del carico si concentrerà riguarderà il settore
terziario e commerciale tipicamente afferenti al sistema di distribuzione) e di
aumentare il livello di continuità e qualità del servizio.
69
Capitolo 4
4-3 Le reti intelligenti: SmartGrids
Una SmartGrid [8-10] è definibile come l’applicazione della tecnologia
digitale alla distribuzione e consegna dell’energia ai clienti finali.
Il concetto di SmartGrid nasce per trasformare radicalmente il sistema
elettrico mediante l’utilizzo di tecnologie di comunicazione avanzate,
controlli automatici ed altre forme di Information Technology, come
illustrato nel paragrafo precedente. In particolare, l’obiettivo di tale filosofia
prevede di ottenere, nel futuro, una rete elettrica analoga a quella presentata
in Fig. 4-A.
Fig. 4-A Sistema di distribuzione del futuro
In altri termini, l’idea generale è quella di integrare tutte le
apparecchiature, le informazioni ed il mercato elettrico all’interno di un
processo coordinato che consenta all’energia di essere generata, distribuita e
consumata in modo affidabile ed efficiente. Attraverso l’implementazione di
una SmartGrid, la pianificazione e la gestione dei sistemi di generazione,
distribuzione e trasmissione presentano i seguenti benefici:
comunicazioni in tempo reale e quindi tempi di risposta istantanei;
incremento della produzione;
diminuzione dei costi operativi e di manutenzione;
miglioramento complessivo del servizio.
70
Capitolo 4
Non appena le nuove tecnologie saranno disponibili e integrate nel
sistema, queste forniranno sicuramente un valore aggiunto al sistema
esistente.
L’avvento di tali tecnologie sarà del tipo “plug&play”, con la definizione
di nuovi sistemi di accumulo, come si è visto nel paragrafo precedente. Nello
scenario futuro più plausibile, inoltre, i mercati in tempo reale influenzeranno
sempre di più il consumo dell’energia da parte degli utenti. Le piccole
riduzioni nella domanda nei brevi periodi permetteranno di ridurre i prezzi di
picco, contribuendo alla stabilizzazione dei prezzi nei periodi di bassa
generazione.
Le principali caratteristiche di una SmartGrid sono:
self-healing, ossia la capacità di rilevare, analizzare e risolvere i problemi
di guasti o disservizi, in modo autonomo;
capacità di incorporare consumatori ed il loro comportamento nel
progetto e nella gestione della rete;
capacità di mitigare gli attacchi fisici ed informatici alla rete;
capacità di fornire un livello di power quality idoneo alle attuali necessità
di consumatori ed industrie;
consentire l’utilizzo di diverse tecnologie di generazione;
permettere un pieno sfruttamento delle opportunità del mercato elettrico;
permettere l’ottimizzazione dei capitali minimizzando i costi di gestione e
manutenzione, mediante l’impiego di opportune tecniche di monitoraggio
e/o ICT.
Il sistema potrebbe teoricamente trasformarsi in un insieme di SmartGrids
che integrano un insieme di risorse di energia distribuita, utilizzando
elettronica allo stato solido per gestire e distribuire l’energia e impiegando
sistemi di controllo automatici.
In un tale contesto, la rete risulterebbe interconnessa con gli Energy
Management System (EMS) che, negli edifici “intelligenti”, permettono agli
utenti di gestire al meglio tutte le risorse energetiche e ridurre i costi
complessivi.
In conclusione, le SmartGrids consentono di migliorare la sicurezza della
rete, la qualità del servizio, l’integrazione della generazione distribuita e delle
fonti rinnovabili nella rete e la gestione del carico, mediante anche
programmi di Demand Side Management (DSM) o Demand Side Response
71
Capitolo 4
(DSR). In una SmartGrid, sono previsti sistemi di controllo centralizzato e/o
localizzato, con i flussi di energia negoziati localmente in funzione delle
indicazioni di mercato.
Il passaggio dalle attuali reti di distribuzione alle SmartGrids avverrà
attraverso tre passi, durante i quali l’attenzione si sposterà dal valore
dell’energia al valore dell’informazione:
1. reti attive: reti di media tensione con elevata percentuale di generazione
distribuita direttamente controllata dal distributore in funzione del carico
in rete;
2. microreti: reti di bassa tensione con generazione da fonte rinnovabile e
sistemi di accumulo, esercibile in isola con alimentazione di emergenza
dalla rete principale. Per tali strutture, si rimanda al capitolo dedicato;
3. Virtual Utility, che estrapolano il concetto della rete internet, applicata ai
sistemi elettrici per l’energia. Nelle virtual utility l’energia è localmente
generata e/o negoziata tra vari generatori e carichi in funzione di segnali
di prezzo.
Come facilmente intuibile, si possono avere vari livelli di complessità
delle SmartGrids: un esempio di applicazione prevede l’utilizzo di dispositivi
di manovra e sezionamento e/o mediante più interessanti dispositivi FACTS
(Flexible AC Transmission System) e/o FACDS (Flexible AC Distribution
System), per la ripartizione ottimale dei flussi di potenza. Tale livello di
implementazione coincide con il “self-healing network”, già introdotto
dall’EPRI (Fig. 4-B), che costituisce il livello più avanzato ed innovativo di
gestione di un sistema di distribuzione in grado non solo di gestire elevate
concentrazioni di risorse energetiche ma anche di aumentare il livello di
qualità del servizio [11-12]. Deve essere rimarcato, ancora, che la
suddivisione in celle non è in contrasto con questa definizione di rete attiva,
ma risulta anzi essere ampiamente complementare.
In conclusione, la rete del futuro avrà una struttura fortemente
interconnessa (in opposizione all’attuale schema radiale), normalmente
suddivisa in celle (“local areas”, Fig. 4-C) ognuna delle quale responsabile
della propria gestione tecnica ed economica, potendo queste partecipare al
mercato acquistando o vendendo energia da/a celle adiacenti o dal/al sistema
di trasmissione e nelle quali i servizi di sistema costituiranno uno specifico
requisito del punto di connessione. La suddivisione in sotto-aree controllate
72
Capitolo 4
in modo autonomo potrà essere ottenuta mediante un uso massiccio
dell’automazione e dei FACDS; in questo modo, la rete del futuro finirà con
assomigliare ad Internet nella struttura e nella logica di controllo distribuito,
permetterà di avere sempre molteplici percorsi per l’energia, di gestire in
modo attivo le “congestioni” ed infine ridurrà, grazie al massiccio utilizzo
dell’automazione, l’area di influenza dei malfunzionamenti. Questa
suddivisione non influenzerà in modo immediato e diretto la struttura della
rete, che nel breve termine si può pensare rimarrà inalterata, quanto piuttosto
la gerarchia del controllo. Nel nuovo assetto della rete, infatti, come già
anticipato, all’interno della singola cella verranno eseguiti il controllo e la
regolazione della tensione e della potenza reattiva e negoziati gli scambi di
energia con le celle adiacenti.
Fig. 4-B La visione di rete self-healing dell’EPRI
In modo complementare, la rete del futuro può anche giovarsi della
presenza di microreti, che costituiscono un aggregato di carichi e generatori
connesso alla rete di distribuzione mediante un unico punto di interfaccia
(Fig. 4-D). Il dispositivo di interfaccia svolge il ruolo di EMS, definibile
come Energy Management System, ma spesso indicato anche come DMS
(Distribution Management System); tale dispositivo stabilisce il livello di
produzione della GD presente nella microrete, la convenienza di vendere o
acquistare energia dalla rete di distribuzione, controlla i carichi della
73
Capitolo 4
microrete e, ove necessario, disconnette la microrete in occasione di guasti o
prezzi dell’energia eccessivamente alti [13].
Fig. 4-C Suddivisione in celle nelle reti del futuro
Fig. 4-D Microreti nelle reti elettriche del futuro
4-4 Le reti del futuro: Virtual Utility
Le moderne tecnologie di comunicazione e controllo, come noto,
ottimizzeranno sicuramente lo sfruttamento della GD, per gestire anche a
distanza sistemi dispersi sul territorio come un’unica singola centrale di
generazione e/o cogenerazione, al fine di ottenere il maggior vantaggio nel
loro impiego.
74
Capitolo 4
Un concetto di questo tipo è noto come Virtual Utility o Virtual Power
Plant e richiede lo sviluppo di un sistema (Fig. 4-E) che, avendo a
disposizione [9]-[14]:
unità di generazione e/o cogenerazione distribuite;
configurazione del sistema installato;
sistemi di stoccaggio dell’energia (elettrica o termica);
previsione delle richieste energetiche (elettricità, caldo, freddo);
previsione del costo del combustibile e/o del prezzo di mercato
(import/export verso la rete).
è in grado di prendere delle importanti decisioni, quali ad esempio:
quando e a quale carico far operare le unità di generazione e/o cogenerazione distribuite installate;
quando ricaricare e quando scaricare le unità di accumulo;
quando acquistare e quando cedere energia alla rete;
quando trasferire energia da un sito ad un altro.
E’ bene sottolineare come tale modalità di gestione delle virtual utility è
comune a quella che si ha con le microreti.
In tal senso, la gestione ottimizzata di un aggregato di risorse di
generazione, distribuite sul territorio, è una delle frontiere degli attuali
sistemi di comunicazione e controllo e può risultare l’applicazione trainante
per i futuri sviluppi tecnologici.
La necessità di combinare tecnologie di generazione già affermate (quali
ad esempio le unità turbogas ed i motori a combustione interna) ed emergenti
(celle a combustibile, microturbine, motori stirling) con i più disparati carichi
elettrici e termici, e di soddisfare i diversi modelli di business garantendo
ovviamente il rispetto dei vincoli legislativi, suggeriscono tuttavia di
utilizzare un approccio più flessibile ed economico nel progetto e
nell’implementazione del software necessario al monitoraggio e
all’ottimizzazione dei sistemi distribuiti. Tali strumenti dovranno pertanto
essere in grado di supportare l’elevato numero di gradi di libertà presenti in
un complesso di piccole e medie unità di generazione distribuita al fine di
permettere l’operatività “day-to-day” e la pianificazione e l’ottimizzazione
sulla base di adeguate analisi tecnico-economiche.
75
Capitolo 4
Fig. 4-E Concetto di Virtual Utility
4-5 Le reti del futuro: reti in corrente continua
Negli anni scorsi la distribuzione con reti in corrente continua (DC) ha
suscitato molto interesse nella comunità scientifica.
A tal proposito, si osservi che gli utilizzatori in corrente continua sono
sempre più diffusi e l’utilizzo della distribuzione in corrente continua
consente un abbattimento della caduta di tensione con un maggiore
sfruttamento dei conduttori. Questa soluzione trova perciò molti ostacoli di
natura economica, ma al giorno d’oggi lo sviluppo dell’elettronica di potenza
ha comunque reso disponibili convertitori di potenze sempre maggiori, di
elevata efficienza, con costi che vanno sempre più diminuendo.
Dal punto di vista della GD, la rete in corrente continua potrà essere molto
utile, dal momento che molte delle sorgenti normalmente impiegate
(fotovoltaico, solare, celle a combustibile) producono direttamente in DC o
presentano uno stadio di conversione AC-DC-AC.
76
Capitolo 4
In tale contesto, è quindi possibile pensare a microreti operanti in corrente
continua ed alimentate attraverso sorgenti che producono sempre in corrente
continua, che potrebbero inoltre, al contrario delle reti in corrente alternata,
gestire con semplicità il funzionamento ed il relativo passaggio in isola
intenzionale. Una distribuzione in corrente continua permetterebbe inoltre un
controllo molto preciso della qualità della fornitura, alla quale gli utenti sono
sempre più sensibili.
In conclusione, è facile ritenere come attualmente il passaggio ad una
distribuzione in corrente continua non sia facilmente prevedibile, ma è
comunque possibile pensare ad una applicazione localizzata in tutti quei casi
in cui gruppi di utenti e produttori possono consociarsi a formare una
microrete, desiderando avere il controllo sull’energia prodotta e consumata e
sul livello di qualità di fornitura.
77
Capitolo 5.
Le microreti
La penetrazione di Generazione Distribuita (GD) nelle reti di media e
bassa tensione sta notevolmente aumentando in vari paesi. Un aspetto chiave
dal punto di vista economico è costituito dalla possibilità di utilizzare
localmente oltre all'energia elettrica anche il calore prodotto da sistemi
cogenerativi ottenibili mediante motori a combustione interna, microturbine e
celle combustibile. In tale contesto, l’interconnessione di piccoli generatori
modulari (fotovoltaico, celle a combustibile, microturbine, piccoli generatori
eolici) e sistemi di accumulo alla rete BT rende necessaria l’introduzione di
un nuovo paradigma relativo alle reti di distribuzione, noto come microreti.
Le microreti sono un concetto relativamente nuovo nell’ambito dei sistemi
di distribuzione. In una microrete, un insieme di carichi e microsorgenti
operante come un singolo sistema controllabile per fornire energia elettrica
e calore in una determinata area [15-17]. La possibilità di aggiungere le
moderne piccole tecnologie, quali eolico, solare, idroelettrico, celle a
combustibile, microturbine e sistemi di accumulo rende la microrete
un’opzione molto attraente relativamente alla generazione in loco da parte
degli utenti finali. Nei sistemi elettrici attuali, quindi, dove la liberalizzazione
e/o le politiche governative incoraggiano gli utenti finali alla produzione
elettrica sottoforma di GD, il concetto di microrete costituisce un grosso
passo in avanti relativamente alla controllabilità dei sistemi GD.
79
Capitolo 5
Le microreti
L’analisi di fattibilità per l’installazione di una microrete è uno strumento
essenziale al fine di selezionare le tecnologie e le modalità più adatte,
minimizzando i rischi finanziari collegati all’investimento.
Negli studi di evoluzione di strutture di rete con GD, in linea generale, si
possono ipotizzare due tipi di analisi:
determinazione della rete ottimale, noti i siti e le potenze dei gruppi
GD da installare;
nota la rete, determinazione dell’allocazione ottimale dei siti e delle
potenze dei gruppi GD da installare (la percentuale di penetrazione
totale della GD può essere o no nota).
Nel secondo caso, che costituisce l’oggetto della parte finale del capitolo
(con particolare riferimento alle microreti), il risultato è una struttura di rete
in cui sono individuati il numero e la posizione ottimale ove allocare i gruppi
di generazione in grado di minimizzare la funzione obiettivo di costo, con la
percentuale di penetrazione totale della GD che è un risultato del calcolo.
In questo capitolo si presenta inizialmente la definizione di microrete, con
i conseguenti vantaggi e svantaggi; il terzo paragrafo illustra la
cogenerazione (con le relative condizioni di riconoscimento stabilite
dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas) e la microcogenerazione,
opportunità particolarmente attraente per le microreti. Un paragrafo è
dedicato alla presentazione dei progetti di ricerca, in corso e/o completati, che
riguardano le microreti.
5-1 Definizione di microrete
Le microreti, in pratica, consistono in piccole reti che riproducono al loro
interno la struttura del sistema di produzione e distribuzione dell’energia.
Nonostante il concetto di microrete sia oramai ricorrente in letteratura,
attualmente non esiste una definizione precisa e universalmente accettata. Ad
ogni modo una microrete (Fig. 5-A e Fig. 5-B) può essere definita come un
insieme di generatori, carichi e sistemi di accumulo dell’energia connessi
capaci di operare indipendentemente dalla rete elettrica. Un’altra
definizione viene fornita dal CERTS (Consortium for Electric Reliability
Technology Solutions), che definisce come microrete un insieme di
80
Capitolo 5
Le microreti
microsorgenti e carichi operanti come un singolo sistema che produce
energia elettrica e calore [15]-[18-19]. Dal punto di vista della rete, una
microrete può essere vista come un’entità controllata che opera come un
carico aggregato o un generatore oppure, in condizioni economiche
favorevoli, come una piccola sorgente di energia per i servizi ancillari.
Fig. 5-A Esempio di microrete (schema elettrico)
Il concetto di microrete è stato sviluppato prevalentemente negli Stati
Uniti e, come detto, prevede la realizzazione di piccole porzioni di rete in cui
vi sia sufficiente generazione per sostenere, almeno parzialmente, il carico
presente.
Le microreti possono essere assimilate alle celle delle reti attive (come già
visto nei capitoli precedenti) in quanto dotate di un sistema di controllo locale
che regola gli scambi di energia tra carichi, generazione e rete esterna; in
occasione di disservizi nel sistema di alimentazione principale, inoltre, la
microrete può restare in isola intenzionale, fornendo energia ai carichi che
abbiano maggiori necessità di continuità e disabilitando quelli che hanno
accettato di far parte di un programma di “load curtailment”.
Anche se non esiste una definizione univoca, si può comunque
tranquillamente affermare che una microrete è:
un gruppo di piccole sorgenti, sistemi di accumulo e carichi che sono visti
dalla rete elettrica come un semplice carico passivo;
81
Capitolo 5
Le microreti
progettata, costruita e controllata dall’utente, secondo criteri tecnici ed
economici definibili dall’utente stesso;
connessa alla rete elettrica classica (detta anche macrorete), anche se può
lavorare anche in isola.
Fig. 5-B Esempio di microrete
In Fig. 5-A è riportata la possibile architettura di una microrete di base.
Sul lato primario del trasformatore è situato il Punto di Accoppiamento
Comune (PCC), che definisce la separazione tra la microrete ed il resto della
rete. A seconda che la microrete sia o meno elettricamente isolata dal sistema
di distribuzione, si possono inoltre distinguere le microreti in autonome e non
autonome [15]-[20].
Tra gli obiettivi principali perseguiti nella realizzazione di una microrete
possono sicuramente essere citati la semplicità costruttiva, la buona qualità
del servizio e l’elasticità, intesa come la possibilità di ampliamenti in
relazione agli aumenti di carico e di acquisizione di nuova utenza.
82
Capitolo 5
Le microreti
Una microrete presenta tre attività peculiari che rendono molto
interessante questa architettura [21-22]:
Energy Management System (EMS). E’ l’unità che provvede al
dispatching, fissando i valori di riferimento di potenza e tensione per ogni
controllore;
controllo distribuito delle microsorgenti. La regolazione di potenza e
tensione viene eseguita su ogni singolo generatore per rispondere
opportunamente alle variazioni di carico (Fig. 5-C);
protezione. I sistemi di protezione per microreti richiedono, come si
vedrà più avanti, particolari soluzioni.
Fig. 5-C Architettura di una microrete
Il metodo/filosofia di controllo proposto in [20] definisce un controllo di
tipo gerarchico, comandato da un controllore centralizzato, definito come
MGCC. In tale filosofia, una rete di controllori con intelligenza locale sono
installati in modo tale da definire uno strato secondario nella struttura
gerarchica di controllo. In una struttura fatta in questo modo le informazioni
scambiate sono ridotte al minimo per ottenere il massimo di efficacia ed
autonomia, soprattutto durante le condizioni di emergenza.
In una microrete, è di fondamentale importanza immagazzinare l’energia
mediante una sistema di accumulo. Durante eventuali di picchi di carico,
infatti, la microreti potrebbe non essere in grado di rispondere alle variazioni
83
Capitolo 5
Le microreti
di carico senza un’immediata disponibilità di energia. I sistemi di accumulo
diventano poi addirittura indispensabili in tutti quei casi che vedono
impiegate massicce quantità di produzione da fonti rinnovabili. Uno dei
maggiori ostacoli alla diffusione delle fonti energetiche rinnovabili è, infatti,
costituito dal fatto che spesso sono fonti discontinue, soprattutto per quanto
riguarda il solare, l’eolico ed, in qualche misura, il mini ed il micro
idroelettrico.
Per quanto concerne le opportunità economiche, le microreti
rappresentano una buona soluzione in svariati campi, tra cui si possono citare
le seguenti applicazioni:
piccole e medie imprese;
grande distribuzione;
catene alberghiere;
edifici residenziali o civili;
cliniche e ospedali;
centri sportivi;
istituti scolastici.
5-2 Vantaggi e svantaggi delle microreti
I vantaggi associati alle microreti sono molteplici. Una struttura di rete
fatta in questo modo, infatti, è caratterizzata dalla potenzialità di alimentare
un gruppo di utenti, adattando la qualità e la natura della fornitura alle
esigenze dei consumatori, riducendo i costi di acquisto dell’energia.
Una microrete autonoma può risultare conveniente in aree dove sia
particolarmente carente la rete di trasmissione e/o di distribuzione, oppure
dove la sua costruzione sia decisamente antieconomica e, più in generale, in
tutti quei casi in cui si avverta in modo particolare il peso del costo della
trasmissione e della distribuzione. Anche da tale motivo deriva il possibile
vantaggio economico nell’adozione delle microreti, nelle quali di solito si
ottiene energia elettrica e termica a costi minori rispetto a quelli tradizionali.
Al contrario, è bene sottolineare come questa potenziale riduzione di costi
potrebbe essere completamente vanificata dalla necessità di fornire alla
microreti un livello di affidabilità comparabile con quello della rete pubblica,
84
Capitolo 5
Le microreti
e comunque adatto alle esigenze degli utenti alimentati. Il ridotto numero di
utenti connessi alla microrete, infatti, impedisce in generale che ci si possa
avvantaggiare in modo significativo della naturale compensazione tra i vari
carichi e quindi potrebbe essere necessario operare un notevole
sovradimensionamento degli impianti. Si può pertanto affermare che, per
gestire in modo efficiente ed economico una microrete isolata, è necessario
che il numero di utenti presenti sia abbastanza alto da garantire una buona
compensazione; d’altro canto, è importante osservare come un numero troppo
elevato di utenti rischierebbe di portare al livello delle microreti i tipici
problemi delle grandi reti di distribuzione. Per ottenere i prestabiliti livelli di
affidabilità e far fronte alla domanda di energia, è inoltre necessario che
anche le unità di generazione siano non solo molteplici ma anche
differenziate come tipologia delle fonti di produzione (celle a combustibile,
solare, eolico, etc.).
Nonostante i notevoli e possibili benefici economici nella realizzazione di
microreti autonome, allo stato attuale esistono differenti problematiche, quali:
individuare chi ha il compito di gestire la rete e preoccuparsi di garantire
la necessaria affidabilità del sistema;
individuare chi ha il compito di decidere quali unità possono stare in
produzione e quali devono invece essere mantenute in riserva a causa
della variabilità della domanda;
valutare in che modo le unità di produzione possano comunicare tra loro e
partecipare alla regolazione della tensione e della frequenza.
Nonostante non esistano ancora risposte in merito, da più parti si pensa
che le stesse società di distribuzione potranno fornire come servizio la
gestione di un sistema isolato, aprendo conseguentemente un nuovo mercato
nella progettazione, nella realizzazione e nella gestione delle microreti, ma
più in generale delle future reti di distribuzione. In tal senso, risulta tuttavia
particolarmente critico il problema legato alla gestione dei guasti, dal
momento che non è pensabile prevedere il distacco di tutti i generatori in
seguito ad un disservizio, si rendono necessarie logiche di intervento in grado
di disconnettere esclusivamente la porzione di microreti interessata dal
guasto. In ogni caso, appare comunque piuttosto improbabile che un siffatto
sistema possa essere gestito dagli utenti del servizio elettrico o dai proprietari
85
Capitolo 5
Le microreti
delle sorgenti di produzione, rendendo inevitabilmente necessarie, se non
addirittura indispensabili, adeguate competenze specialistiche.
Come si evince da queste brevi considerazioni, le microreti autonome
diventino sempre più popolari e siano caratterizzate da potenziali vantaggi in
termini di qualità del servizio e di costi dell’energia; in ogni caso, tali
strutture incontrano, e incontreranno nel futuro, molti ostacoli alla loro
diffusione.
Il discorso è invece differente per le microreti non autonome nelle quali è
riservato ai proprietari (consumatori e/o produttori) l’onere dello sviluppo,
della realizzazione e del mantenimento della rete. In questo caso, si ha
l’indubbio vantaggio di poter utilizzare la rete di distribuzione in modo da
avere i riferimenti di tensione e frequenza per poter fornire energia agli utenti
anche in caso di perdita di risorse distribuite, consentendo la vendita alla rete
di eventuali esuberi di produzione di energia. Un altro aspetto molto
importante, infine, è che la microrete garantisce l’alimentazione degli utenti
ad essa afferenti anche nell’eventualità in cui si abbiano guasti nella rete
pubblica di distribuzione, sempre che la produzione possa far fronte al carico
in quei momenti, aumentando quindi il livello di qualità del servizio. Un
fattore fondamentale per lo sviluppo delle microreti non autonome è che esse
presentano delle potenzialità allettanti anche per i distributori di energia, in
quanto:
aprono nuovi mercati per la progettazione, lo sviluppo e la gestione;
permettono di controllare i flussi di potenza reattiva nel sistema, dal
momento che la GD può contribuire a fornire la potenza reattiva
necessaria ai carichi della microrete per una più efficace regolazione della
tensione;
consentono la vendita di combustibile alle risorse distribuite.
A fronte di questi possibili vantaggi, rimangono indubbiamente ancora
problemi dal punto di vista normativo; ad esempio, non è ben chiaro, se
debba essere il distributore ad alimentare tutti gli utenti anche qualora si
abbiano avarie e problemi alla GD tali da pregiudicare la capacità di
soddisfare la domanda di energia totale nella microrete; in tal caso, infatti, si
avrebbero evidentemente pochi vantaggi per il distributore, in quanto gli
86
Capitolo 5
Le microreti
impianti dovrebbero essere in ogni caso dimensionati per far fronte alla
condizione più sfavorevole. Un altro aspetto essenziale, ma che necessita
ancora di ulteriori sforzi relativi all’attività di ricerca, è sicuramente quello
legato al funzionamento in isola della microreti a seguito di eventuali guasti
nella rete di distribuzione, al fine di migliorare il livello di continuità del
servizio per gli utenti connessi. Affinché il sistema possa risultare efficiente è
tuttavia necessario che la microrete possa passare dal funzionamento non
autonomo a quello autonomo in breve tempo, garantendo livelli di qualità
adeguati.
In conclusione, nonostante si prevedano numerosi vantaggi nella
diffusione della microreti e molte delle tecnologie necessarie per una corretta
implementazione siano oramai mature, è evidente che l’elevato ammontare
degli investimenti limita fortemente lo sviluppo, anche se sempre più
frequentemente si assiste ad esempi realizzati con successo. Attualmente
esistono infatti esempi di microreti realizzate con sistema fotovoltaico e celle
a combustibile gestite in cogenerazione: in queste è possibile alimentare gli
utenti in modo affidabile e con costi di produzione ragionevoli, sfruttando in
modo efficiente la variazione stagionale dei carichi (in estate produzione da
fotovoltaico, in inverno cogenerazione da celle a combustibile).
5-3 La cogenerazione
Un importante beneficio offerto dalle microreti, come accennato nei
paragrafi precedenti, è la possibilità di migliorare l’efficienza produttiva
tramite l’utilizzo della cogenerazione.
La cogenerazione (Combined Heat and Power, CHP), o produzione
combinata di energia elettrica e calore, consente di ottenere da una singola
unità produttiva energia elettrica e termica, sfruttando le quantità di calore
che altrimenti andrebbero disperse nell’ambiente circostante. In altri termini,
la cogenerazione è una processo termodinamico che, unendo in un unico
impianto la produzione di energia elettrica e calore, sfrutta in modo ottimale
l’energia primaria dei combustibili, consentendo di incrementare l’efficienza
energetica complessiva; in questo modo, i sistemi cogenerativi permettono di
87
Capitolo 5
Le microreti
poter raggiungere efficienze globali superiori al 78%, superando i rendimenti
raggiunti da un qualsiasi altro tipo di impianto alimentato da fonte
convenzionale a produzione separata. Nell’ambito delle microreti, l’impiego
di dispositivi modulari facilita l’avvicinamento dell’impianto di generazione
all’utente finale, risolvendo uno dei principali problemi che è legato al
trasporto dell’energia termica. Per evitare costi e perdite eccessive, infatti, il
calore non deve essere trasportato a lunghe distanze, ma prodotto dove il suo
impiego è necessario.
Rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e
calore, la cogenerazione consente:
una riduzione dei consumi di combustibile a parità di energia fornita
all'utente;
una riduzione dei costi di produzione;
una forte riduzione delle emissioni inquinanti in atmosfera.
Quest’ultimo effetto, quanto mai importante anche alla luce dei vincoli
imposti dalla Conferenza Internazionale di Kyoto (1992) per la riduzione
dell’effetto serra, permette, per un impianto di cogenerazione alimentato a
metano, di evitare l’emissione in atmosfera di circa 450 grammi di CO2 per
ogni kWh prodotto, rispetto al caso di produzione separata di energia elettrica
(centrale termoelettrica) ed energia termica (caldaia convenzionale).
La produzione combinata di energia elettrica e calore trova applicazione in
ambito industriale (auto-produzione) e civile. L’energia recuperata è
utilizzata per la produzione di:
acqua calda, da utilizzare per usi civili o industriali;
vapore per il teleriscaldamento o per processi industriali, ecc.;
un ulteriore quota di energia elettrica (ciclo combinato).
Un ulteriore aspetto da considerare, in qualche modo legato alla
cogenerazione, è la trigenerazione, definibile come la produzione di freddo
con l’energia termica recuperata mediante l’impiego di macchine ad
assorbimento. Tali macchine richiedono solo una minima quantità di energia
elettrica (per gli organi ausiliari) e pertanto presentano una maggiore
compatibilità ambientale rispetto ai compressori frigoriferi alimentati
elettricamente. Tuttavia, il costo iniziale di investimento è più elevato rispetto
ai frigoriferi tradizionali ma hanno, per contro, un minore costo di gestione e
di manutenzione.
88
Capitolo 5
Le microreti
Dal punto di vista economico, con la cogenerazione l’utente generico può
ridurre la sua bolletta energetica grazie ai costi evitati per l’acquisto di
energia elettrica (valutazioni inglesi stimano i costi evitati nell’ordine di 225
€/anno) e può in molti casi addirittura avvantaggiarsi dal fatto di possedere il
proprio sistema di produzione dell’energia elettrica per superare i problemi
dovuti all’interruzione della fornitura. Questi benefici sono inoltre
accompagnati dalla sensazione di fare qualcosa per salvaguardare l’ambiente
senza peraltro modificare o ridurre il proprio tenore di vita; mediamente, un
impianto di microcogenerazione alimentato a metano permette per ogni
kWhe prodotto, un risparmio di CO2 pari a 450 g se confrontato con la
produzione separata di energia elettrica (centrale termoelettrica) ed energia
termica (caldaia convenzionale).
I distributori ed il gestore del sistema elettrico traggono vantaggi
importanti. La diversificazione dei vettori energetici e dei sistemi utilizzati
contribuiscono ad aumentare la sicurezza e l’affidabilità del sistema, mentre
la possibilità di far partecipare gli utenti alla copertura del proprio fabbisogno
di energia elettrica permette di differire gli investimenti per l’adeguamento
della rete di distribuzione. I distributori migliorano l’efficienza energetica e,
permettendo la connessione di impianti di microcogenerazione, acquisiscono
titoli di efficienza energetica.
A fronte di tutti questi vantaggi si hanno i seguenti limiti allo sfruttamento
della cogenerazione:
corrispondenza tra produzione e domanda sul lato elettrico e termico;
indipendenza degli assorbimenti, in quanto le utenze assorbono
energia elettrica e calore con leggi indipendenti;
disposizione delle utenze. Le utenze termiche ed elettriche devono
trovarsi nelle vicinanze dell’impianto di generazione, per i problemi
legati al trasporto del calore;
temperatura del calore richiesto dall’utenza.
Per i motivi appena citati è necessario ricordare come analisi di fattibilità
tecnico-economica devono sempre essere operate per valutare il reale
vantaggio dell’investimento e soprattutto il suo tempo di ritorno. In modo
particolare, dovranno essere verificate la tipologia di prelievo e consumo
dell’energia termica e dell’energia elettrica, la loro continuità temporale ed il
rapporto fra carico elettrico e termico. In tal senso, giocano un ruolo
89
Capitolo 5
Le microreti
fondamentale gli aspetti economico/finanziari, normativi e di
interconnessione con la rete elettrica che in molti casi possono costituire il
principale elemento di valutazione.
Il potenziale mercato della cogenerazione riguarda oltre 50 milioni di
utenti (Regno Unito, Germania, Olanda e Nord Italia valgono il 50% del
mercato), per i quali i vantaggi economici sono esaltati da inverni lunghi e
freddi. Studi recenti hanno comunque evidenziato che anche in luoghi
caratterizzati da inverni brevi e miti e lunghe estate calde la
microcogenerazione può ancora risultare conveniente. Si tratta di un mercato
dalle indubbie potenzialità, favorito dalle scelte di politica energetica europea
che soffre però ancora di ostacoli che ne impediscono il rapido sviluppo.
5-3.1 Esercizio di un cogeneratore
Un impianto di cogenerazione è tradizionalmente esercito secondo tre
modalità di funzionamento:
generazione a potenza imposta;
inseguimento del carico elettrico;
inseguimento del carico termico.
Ad ognuna di esse corrispondono differenti quantità di energia termica ed
elettrica disponibili, per cui vanno di volta in volta considerati i benefici e gli
svantaggi relativi al funzionamento adottato. Infatti, inevitabilmente, si
presenteranno esuberi e/o deficit di energia che obbligheranno a ricorrere ad
adeguati sistemi di integrazione. A guidare la scelta è comunque il livello di
contemporaneità dei carichi termoelettrici ed il tipo di tecnologia adoperato
per la cogenerazione.
Nella modalità di funzionamento a potenza imposta non si tenta di
soddisfare il massimo carico elettrico o termico richiesto dall'utenza; infatti,
il verificarsi del massimo assorbimento energetico va considerato un evento
occasionale, poco significativo ai fini progettuali. Altresì si procede col
tentativo di soddisfare le esigenze medie, ed in tale condizione massimizzare
lo sfruttamento del calore di processo. Il soddisfacimento dell'utenza termica
è così subordinato alla imposta marcia del cogeneratore, per cui è senz'altro
necessaria una caldaia di integrazione. La potenza prescelta potrebbe anche
essere imposta da aspetti tecnici legati alla tecnologia utilizzata.
90
Capitolo 5
Le microreti
Optando per la soluzione ad inseguimento elettrico si richiede al
cogeneratore di seguire costantemente il carico elettrico dell'utenza asservita.
Non viene prevista quindi la possibilità di cedere energia elettrica alla rete,
ma rimane comunque la necessità dell'allacciamento ad essa per sopperire ad
eventuali deficit di potenza programmati od imprevisti (manutenzione,
guasti). Tale scelta è in ogni modo strettamente legata al tipo di motore primo
utilizzato: un motore diesel, ad esempio, si adatta male a questa modalità di
funzionamento potendo inseguire il carico non al di sotto di metà della
potenza nominale, pena un forte degrado del rendimento. Anche la tipologia
di utenza svolge un ruolo determinante ai fini della scelta di tale modalità di
funzionamento: un andamento del diagramma di carico elettrico molto
altalenante può costituirne un deterrente. La presenza di una caldaia di
integrazione è indispensabile, potendo sfruttarsi in cogenerazione il solo
calore prodotto durante l'inseguimento elettrico, indipendentemente dalle
necessità termiche dell'utenza.
Se invece si sceglie l’inseguimento termico, si da assoluta priorità al
soddisfacimento del carico termico, tenuto anche conto che difficilmente
eventuali eccedenze di calore sono cedibili all'esterno e la tecnologia
disponibile non consente un accumulo vantaggioso in termini economici. I
sistemi di integrazione del calore saranno necessari solo in concomitanza alle
soste programmate (manutenzione) o accidentali (guasti) dell'impianto,
mentre è ovviamente indispensabile la connessione in parallelo alla rete
elettrica. Presupposto spesso imprescindibile per tale esercizio è un grande
numero di ore di utilizzazione dell'energia termica ed una spiccata
contemporaneità dei carichi termoelettrici.
5-4 La microcogenerazione
La GD, come si è visto nei capitoli precedenti, è molto utile nell’edilizia
residenziale, in quanto la microcogenerazione permette un uso più efficiente
del combustibile primario e rende l’abitazione meno vulnerabile alla qualità
della fornitura.
Non esiste ancora una definizione univoca del termine
microcogenerazione a livello internazionale. Si definiscono impianti di
91
Capitolo 5
Le microreti
microcogenerazione (microCHP o µCHP), gli impianti di cogenerazione che
forniscono potenze elettriche nominali inferiori al MWe. La Direttiva
Europea 2004/8/EC (11 Febbraio 2004) ha definito in modo preciso gli
impianti di microcogenerazione come le unità di potenza inferiore a 50 kWe
con un rendimento globale superiore al 80%; in ogni caso, considerazioni di
carattere pratico rendono comunque adatte ad applicazioni di tipo civile
solamente impianti di taglia pari a 15 kWe.
L’attuazione della Direttiva 2004/8/CE sulla promozione della
cogenerazione, basata su una domanda di calore utile nel mercato interno
dell’energia, è stata attuata in Italia mediante il DL n. 20/07, con l’obiettivo
di accrescere l’efficienza energetica e la tutela dell’ambiente con misure atte
a promuovere la cogenerazione ad alto rendimento di calore ed energia
elettrica basata sulla domanda di calore utile e sul risparmio di energia
primaria.
Per favorire la microcogenerazione si ritiene necessaria un’intensa attività
di progettazione e certificazione, con un ruolo importante, quindi, di UNI e
CEI. In tal senso, AEEG ha un ruolo chiave per definire tariffe e costi di
connessione. E’ inoltre necessaria un’azione del Ministero delle Finanze per
la semplificazione delle procedure, la loro informatizzazione e la diffusione
dei contatori elettronici; è utile inoltre una procedura fiscale opzionale basata
sui dati di produzione certificati per determinare le quote di accise da pagare
sul gas e il totale delle imposte di consumo sull’elettricità prodotta. Questa
procedura interesserebbe soprattutto gli auto consumatori. Un’altra misura
fondamentale potrebbe essere l’eliminazione dell’obbligo di apertura
dell’officina di acquisto promiscuo per gli impianti di microcogenerazione,
con costi notevoli per gli utenti senza la possibilità di giovarsi dello sconto
fiscale oltre la soglia dei 200.000 kWh/mese. La massima valorizzazione
dell’elettricità si ha invece con l’autoconsumo. La diffusione di tariffe
multiorarie e stagionali porterebbe i piccoli impianti a contribuire alla
copertura del picco estivo. Per gli impianti di microcogenerazione debbono
valere le stesse regole e gli stessi tempi per gli allacci alla rete e per le
autorizzazioni alla costruzione e all’esercizio validi per impianti di consumo
di pari taglia.
La domotica costituisce sicuramente un importante strumento per favorire
l’uso razionale dell’energia e può essere particolarmente utile per un migliore
92
Capitolo 5
Le microreti
sfruttamento della microcogenerazione. Le abitazioni domotizzate
permettono già oggi il controllo della contemporaneità dei carichi per evitare
interventi frequenti del limitatore al contatore e per evitare picchi di consumo
al di fuori delle fasce di convenienza. Comunicazione e controllo a distanza
possono essere usate non solo per valutare il funzionamento delle
apparecchiature o controllare l’andamento dei consumi e della produzione,
ma anche per il controllo ed il comando a distanza della generazione. Un uso
massiccio della domotica rende la situazione più gestibile facendo si che il
carico elettrico (almeno per la quota parte del consumo elettrico che può
essere differito nel tempo) possa essere spostato in quelle fasce orarie in cui
maggiore è la necessità di produrre energia termica per il riscaldamento o il
raffrescamento. Il secondo punto di forza del connubio fra domotica e
microcogenerazione è costituito dalla funzionalità di controllo e
comunicazione. Infatti, sebbene il singolo impianto di microcogenerazione
abbia dimensioni estremamente ridotte, il distributore od il gestore del
sistema possono trarre grandi benefici dalla possibilità di controllare un gran
numero di piccoli impianti con la finalità di attenuare picchi di consumo
elettrico.
5-5 Delibera AEEG 42/02 e cogenerazione
Con la Delibera 42/02, l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG)
ha fissato i criteri che gli impianti per la produzione combinata di energia
elettrica e calore devono soddisfare per essere riconosciuti come
cogenerativi, favorendo soluzioni tecnologiche che comportino un
significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate,
escludendo quelle orientate alla produzione di sola energia elettrica o di sola
energia termica per una quota significativa dell’anno solare. Tali criteri
consistono nel soddisfacimento annuale, da parte dell’impianto in esame, di
condizioni concernenti gli indici IRE (Indice di Risparmio Energetico) e
LT (Limite Termico).
93
Capitolo 5
Le microreti
5-5.1 Indice di Risparmio Energetico (IRE)
Il primo criterio individuato dall’AEEG per l’ottenimento della qualifica
di cogenerazione, come indicato in precedenza, riguarda la significatività del
risparmio energetico conseguito.
L’Indice di Risparmio Energetico (IRE) è definito come il rapporto tra
il risparmio di energia primaria conseguito dalla sezione di cogenerazione
rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e
termica e l’energia primaria richiesta dalla produzione separata, calcolato
per ogni sezione dell’impianto:
Ec
IRE = 1 −
Ee Eciv Eind
+
+
ηes
ηciv
ηind
dove:
Ec è il consumo di energia primaria della sezione in esame e, in accordo
con la definizione di impianto di produzione combinata di energia
elettrica e calore, in questo termine è escluso il consumo delle caldaie di
integrazione dedicate esclusivamente alla produzione di energia termica;
Ee è l’energia elettrica prodotta dalla sezione nell’anno solare al netto dei
servizi ausiliari (i servizi ausiliari comprendono tutti i sistemi connessi
alla produzione di energia elettrica e calore ed escludono i sistemi relativi
alla rete di trasporto e distribuzione del calore, come le pompe di
circolazione dell’acqua calda);
Eciv è la parte di produzione di energia termica utile di una sezione di
produzione combinata di energia elettrica e calore destinata alle
utilizzazioni di tipo civile a fini di climatizzazione, riscaldamento,
raffrescamento, raffreddamento, condizionamento di ambienti
residenziali, commerciali e industriali e per uso igienico-sanitario, con
esclusione delle utilizzazioni in processi industriali;
Eind è la parte di produzione di energia termica utile di una sezione di
produzione combinata di energia elettrica e calore destinata ad
utilizzazioni diverse da quelle previste per Eciv;
ηciv è il rendimento termico netto medio annuo di riferimento per un
impianto destinato alla sola produzione di energia termica utilizzata a
scopi civili ed è attualmente considerato pari a 0,8;
94
Capitolo 5
Le microreti
ηind è il rendimento termico netto medio annuo di riferimento per un
impianto destinato alla sola produzione di energia termica utilizzata a
scopi industriali ed è attualmente considerato pari a 0,9;
ηes è il rendimento elettrico netto medio annuo di riferimento per un
impianto destinato alla sola produzione di energia elettrica e dipende sia
dalla taglia della sezione che dal tipo di combustibile utilizzato
dall’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore in
esame.
Per quanto il valore limite stabilito per il riconoscimento della qualifica di
cogenerazione l’impianto deve presentare un valore IRE superiore a 0,10.
5-5.2 Limite termico (LT)
Il Limite Termico (LT) è stato definito con lo scopo di evitare di avere
impianti eccessivamente sbilanciati, in particolare verso la sola produzione
elettrica, e si calcola come il rapporto tra l’energia termica utile
annualmente prodotta e l’effetto utile complessivamente generato su base
annua dalla sezione di produzione combinata di energia elettrica e calore:
Et
LT =
Ee + Et
Analogamente all’IRE, anche il LT è calcolato singolarmente per ciascuna
sezione dell’impianto. Con riferimento alla definizione, Et è la quantità di
energia termica utile prodotta dalla sezione nell'anno solare effettivamente ed
utilmente utilizzata a scopi civili o industriali, al netto dell’energia termica
eventualmente dissipata sia nell’esercizio normale che durante i regimi
transitori o situazioni di emergenza. La produzione di energia termica di
eventuali caldaie di integrazione, dedicate esclusivamente alla produzione di
calore, non rientra nella determinazione della produzione di energia termica
utile. Et è somma delle due componenti Eciv e Eind, definite come sopra.
Il limite termico LT, per le sezioni d’impianto alimentate a gas naturale,
GPL e gasolio, deve essere superiore a:
33% per le taglie di riferimento fino a 10 MWe;
22% per le taglie di riferimento comprese tra 10 e 25 MWe;
15% per le taglie di riferimento superiori a 25 MWe.
95
Capitolo 5
Le microreti
Per tutte le altre sezioni, il valore del parametro LTmin è fissato pari al
15%. Per sezione di impianto si intende ogni modulo in cui può essere
scomposto l’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore,
in grado di operare anche indipendentemente dalle altre sezioni e composto
da un insieme di componenti principali interconnessi tra loro e in grado di
produrre in modo sostanzialmente autosufficiente energia elettrica e calore.
5-5.3 Agevolazioni concesse agli impianti di cogenerazione
Una volta che l’impianto ha soddisfatto i criteri sopra riportati ed è stato
quindi riconosciuto come cogenerativo, può avvalersi di benefici e diritti
previsti dal decreto legislativo n. 79/99 (Decreto Bersani) e dal decreto
legislativo n. 164/00 (Decreto Letta) che governano rispettivamente il
mercato interno italiano dell’energia elettrica e del gas naturale. Secondo
quanto stabilito dall’articolo 3, comma 3, del decreto Bersani, l’AEEG
prevede l'obbligo di utilizzazione prioritaria dell'energia elettrica prodotta
mediante cogenerazione con l'obiettivo di una più efficiente utilizzazione
dell'energia elettrica prodotta o comunque immessa nel sistema elettrico
nazionale. L’articolo 11, comma 2, del decreto legislativo n. 79/99 prevede
che i titolari degli impianti di cogenerazione sono esonerati dall’obbligo di
immettere nel sistema elettrico nazionale, a partire dall’anno 2002, energia
elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in
esercizio dopo il 31 marzo 1999, gravante sui produttori e sugli importatori di
energia elettrica da fonti non rinnovabili con produzioni e importazioni annue
eccedenti i 100 GWh. L'articolo 22, comma 1, lettera b), del decreto Letta
prevede inoltre l’attribuzione della qualifica di cliente idoneo alle imprese
che acquistano il gas per la cogenerazione di energia elettrica e calore,
indipendentemente dal livello di consumo annuale, e limitatamente alla quota
di gas destinata a tale utilizzo.
In base alle disposizioni fiscali in materia di combustibili, il gas naturale è
soggetto al pagamento di un’accisa e di un’addizionale regionale. Sia
l’imposta di consumo che l’addizionale regionale sono differenziate secondo
la destinazione d’uso del combustibile. Con la delibera n. 16 dell’11 Marzo
1998, l’AEEG ha stabilito che il gas consumato da un impianto di
cogenerazione, goda di un’agevolazione fiscale che permette l’esenzione
dall’addizionale regionale ed il pagamento di un’imposta di consumo per la
96
Capitolo 5
Le microreti
produzione di energia elettrica (nettamente inferiore all’imposta di consumo
normalmente corrisposta), ma solo per 0,250 m3 ogni kWh autoprodotto. Il
calcolo della defiscalizzazione è applicato alla produzione lorda di energia,
ovvero misurata ai terminali del generatore elettrico. La quota rimanente di
gas naturale è soggetta invece al pagamento dell’imposta di consumo e
dell’addizionale regionale relative allo specifico settore di utenza. La
Circolare 145/D del 17/05/95 del Ministero delle Finanze stabilisce che anche
il metano che alimenta le caldaie di integrazione ai gruppi cogenerativi, gode,
ai fini fiscali, dell’aliquota ridotta prevista per usi industriali, anche se
l’impianto alimenta delle utenze civili.
5-6 Progetti di ricerca sulle microreti
In questo paragrafo si presentano i maggiori progetti di ricerca, in corso o
completati, che riguardano le reti elettriche di distribuzione, con particolare
riferimento alle microreti. Con riferimento agli stessi progetti, si
evidenzieranno inoltre gli eventuali siti sperimentali realizzati e/o le eventuali
sperimentazioni sul “campo” (su reti in esercizio pubblico).
Tutti i progetti di ricerca esaminati, indipendentemente dalla loro
collocazione geografica e/o struttura di appartenenza, hanno come obiettivo
comune la trasformazione delle attuali reti elettriche in reti intelligenti,
applicando le più moderne forme di tecnologia (soprattutto quelle ottenute
nel campo informatico e nelle telecomunicazioni) al fine di ottenere una rete
moderna e affidabile; una rete che fornisce servizi aggiuntivi (ad es.: internet
su rete elettrica, sistemi di diagnosi dei guasti, telecontrollo) oltre alla
semplice fornitura di energia elettrica. In altre parole, si vuole sviluppare una
tecnologia che consenta alle nostre reti esistenti di lavorare con sufficiente
affidabilità e sicurezza, ed allo stesso tempo consenta con facilità la
transizione del sistema verso una rete intelligente con sempre più generazione
ed una più efficiente ed effettiva partecipazione degli utenti nella gestione dei
loro consumi. In ogni caso, ciascun singolo progetto ha un suo obiettivo
particolare, che tende a sviluppare ed approfondire un determinato aspetto.
97
Capitolo 5
Le microreti
Una suddivisione dei progetti di ricerca può essere fatta in base alla
nazione di appartenenza; in particolare, si andranno a presentare le linee
generali dei progetti di ricerca istituiti nei seguenti paesi:
Stati Uniti d’America;
Europa (progetto europeo SmartGrids);
Giappone;
Canada.
5-6.1 I progetti di ricerca negli Stati Uniti d’America
I principali progetti di ricerca relativi alle reti elettriche di distribuzione in
America sono i seguenti:
1. IntelliGrid Consortium, creato nel 2001 da EPRI (Electric Power
Research Institute), con lo scopo di creare una nuova rete di
distribuzione dell’energia elettrica che possa integrare i notevoli
progressi compiuti nelle comunicazioni, nell’informatica e
nell’elettronica, al fine di soddisfare le crescenti necessità energetiche;
2. Modern Grid, creato dal DOE (U.S. Department Of Energy) nel 2005.
Tale programma, legato al programma Intelligrid, è concentrato
sull’idea della rete vista come uno strumento utile alla creazione di un
sistema ad elevata efficienza. In altri termini, la rete non sarà più il
semplice sistema per il trasferimento dell’energia dalla generazione
fino all’utente finale, ma un sistema globale che sfrutta tutte le più
moderne tecnologie nel modo migliore possibile, al fine di rendere
all’utente finale il miglior servizio possibile;
3. GridWise, creato dal settore distribuzione del DOE. Tale progetto,
interno al sistema Intelligrid, include GridWise Alliance, che consiste
in un progetto creato da un gruppo di industrie elettriche dedicate alla
creazione di una rete intelligente, e la GridWise Architecture Council,
un’associazione di esperti del settore uniti per definire i principi guida
tali da avere un’architettura dell’informazione nelle reti elettriche;
4. Advanced Grid Applications Consortium (GridApp), creato nel 2005
e sponsorizzato dal DOE. In questo progetto si studiano ed applicano
le migliori tecnologie per modernizzare le reti di trasmissione e
distribuzione dell’energia;
98
Capitolo 5
Le microreti
5. Galvin Electricity Initiative, nato nel 2005. Questo progetto, che vede
tra i fondatori anche la compagnia Motorola, ha l’obiettivo di applicare
i concetti di gestione della qualità totale all’industria elettrica,
ottenendo una o più configurazioni per la rete elettrica “perfetta”, in un
mondo che sempre più velocemente diventa digitale.
Oltre ai progetti di ricerca citati, in America sono impegnati, sempre nel
settore della ricerca sulle reti di distribuzione, anche alcuni organismi
(principalmente legati al DOE), quali:
Power Systems Engineering Research Center (PSERC), nato nel
1994 come un consorzio di università che, in collaborazione con le
principali industrie elettriche, cerca di trovare soluzioni innovative per
ottenere gli obiettivi comuni relativi alle reti del futuro, con particolare
riferimento alla formazione delle nuove generazioni di professionisti
del settore;
Consortium for Electric Reliability Technology Solutions
(CERTS), creato nel 1999 dal DOE. Tale organismo ricerca, sviluppa
e diffonde nuovi metodi, tools e tecnologie per migliorare l’affidabilità
del sistema elettrico e la sua funzionalità in un mercato ormai
competitivo. Il progetto più conosciuto del CERTS è quello relativo al
MicroGrid Concept;
New York State Energy Research and Development Authority
(NYSERDA), un’organizzazione pubblica senza fini di lucro nata nel
1975 per favorire la modernizzazione della ormai obsolete rete di
trasmissione e distribuzione di New York. Tale organizzazione di
fatto, applica gli stessi concetti e persegue gli stessi obiettivi degli altri
organismi, ma limitandosi geograficamente all’area di New York.
Un ulteriore progetto di ricerca sviluppato in America (precisamente, in
California) è il Public Interest Energy Research (PIER) che, oltre
all’applicazione geografica relativa alla California, è un programma orientato
al problema energetico. In particolare, PIER è stato progettato per
promuovere le scelte di energia sostenibile presso le società elettriche, i
governi locali ed i grandi e piccoli consumatori della California; nato nel
1996, fornisce sistemi energetici innovativi in termini hardware e software,
con lo sviluppo di nuove filosofie, nel medio e nel lungo termine, per un
futuro energetico sostenibile. Il programma Energy Storage for DER,
99
Capitolo 5
Le microreti
Renewable and T&D Applications, invece, è stato istituito, nell’ottica di
pianificatori, progettisti ed operatori del mercato elettrico, per evidenziare i
vantaggi ed il miglior utilizzo dei sistemi di accumulo nel mercato odierno
dell’energia. Tali obiettivi saranno ottenuti anche mediante test sul campo; in
particolare, nel 2007 è prevista una sperimentazione con la New York Power
Authority, in un sistema di batterie che coprono una potenza complessiva di
1,2 MW, mentre altri test esamineranno le capacità di altre tecnologie
nell’utilizzo di batterie.
Nei seguenti paragrafi si illustrano brevemente i progetti citati,
evidenziando le eventuali differenze.
INTELLIGRID CONSORTIUM
Il progetto IntelliGrid Consortium, nato nel 2001, è un progetto di
ricerca gestito da EPRI (Electric Power Research Institute). L’obiettivo
principale di tale progetto è creare una nuova rete di distribuzione
dell’energia elettrica che possa integrare i notevoli progressi compiuti nelle
comunicazioni, nell’informatica e nell’elettronica, al fine di soddisfare le
crescenti necessità energetiche del futuro.
Lo sviluppo, l’integrazione e l’applicazione delle tecnologie che facilitano
la trasformazione delle reti elettriche in sistemi efficienti conduce alla
realizzazione di alcuni progetti dimostrativi (test su casi reali) al fine di
verificare i modelli ricavati. Lo sfruttamento delle infrastrutture esistenti è
massimo al fine di minimizzare l’impatto ambientale e sociale, stimolare e
favorire l’impiego di rinnovabili e CHP, con un conseguente miglioramento
dell’efficienza energetica.
Per ottenere gli obiettivi prefissati, in IntelliGrid si è predisposta, tra
l’altro, la definizione di un insieme di standard e protocolli di comunicazione;
si prevede inoltre la realizzazione di un portale/gateway per gli utenti finali
per fornire i servizi finali dell’utente, con un’ampia disponibilità di servizi
“always on, price smart” che permettono un maggiore controllo sull’uso
dell’energia e i costi.
Lo scopo fondamentale di IntelliGrid è arrivare ad una rete “self-healing”,
con il sistema che si auto ripara o può essere facilmente riparato; in tali
condizioni, l’affidabilità è spinta ad un livello adatto al “digital grade”
richiesto da un numero crescente di utenti.
100
Capitolo 5
Le microreti
Il programma è suddiviso in quattro sottoprogetti principali:
IntelliGrid Architecture, per definire l’architettura base di una rete
intelligente. Tale parte di progetto, sviluppato a livello industriale,
nasce per le comunicazioni e l’effettiva integrazione tra sistemi di
comunicazione intelligenti all’interno delle reti elettriche.
L’architettura definita consiste in un metodo che definisce requisiti
funzionali compatibili con la visione delle reti intelligenti. Il
progetto, inoltre, sta sviluppando un potente tool per le specifiche
relative all’automazione avanzata ed i sistemi di comunicazione;
Fast Simulation & Modeling, per la creazione dei modelli di
simulazione. In questa parte, quindi, si vogliono fornire gli
strumenti matematici necessari ad una rete self-healing, in grado di
rispondere automaticamente ai problemi. Si individueranno quindi
sistemi capaci di prendere decisioni sulla rete in tempo reale
mediante un’accurata stima dello stato, per poter ottimizzare e
predire il comportamento della rete anche sulla base di dati
statistici reali. Il progetto, separato tra distribuzione (D-FSM) e
trasmissione (T-FSM), si sta sviluppando su una piattaforma aperta
per il software;
Communications for Distributed Energy Resources (DER), con la
definizione di uno standard (IEEE 1547) per la comunicazione tra
risorse di energia distribuita. Uno dei principali ostacoli allo
sviluppo delle DER è la limitatezza degli standard industriali per la
connessione di tali sistemi alla rete elettrica. Rispondendo a tale
necessità, IEEE ha approvato la costituzione di una task force (con
la partecipazione di EPRI, DOE ed altri soggetti) per lo sviluppo di
uno standard di connessione. Il risultato è lo standard 1547,
rilasciato nel Luglio 2003. Lo standard iniziale è stato seguito da
una serie di standard addizionali, raccomandazioni e linee guida
con la famiglia 1547. Per tali ragioni, questo progetto è collegato al
gruppo di lavoro per la guida del monitoraggio, scambio di
informazioni e controllo di DER nelle reti elettriche (IEEE WG
P1547.3); inoltre, è stato creato un nuovo gruppo di lavoro in
ambito IEC (WG 17 derivato dal TC-57) per espandere la norma
IEC 61850 alle architetture di comunicazioni per DER;
101
Capitolo 5
Le microreti
Consumer Portal, utile alla creazione di una piattaforma webbased per offrire al cliente maggiori servizi con un elevato grado di
interattività. Una definizione formale di consumer portal è “una
combinazione di hardware e software che permette
un’organizzazione dei servizi di energia e prodotti al cliente in
loco”; uno dei concetti chiave è che in questo modo nel sistema di
potenza si hanno due flussi paralleli (elettricità e informazione).
Inoltre si forniscono nuovi benefici per la gestione ed il
monitoraggio dei sistemi di distribuzione, con applicazioni che
includono il controllo dei consumi da remoto (automatic meter
reading), controllo della domanda, segnale di prezzo in real-time,
protezione dei locali, energy management system (EMS),
rilevazione guasti. L’abilità dell’EMS on-site è quindi imparare
dalle abitudini dei consumatori le loro idee in termini di confort e
convenienza economica ed usare tale conoscenza per ottimizzare i
pattern di domanda in termini, di calore, raffreddamento,
illuminazione, ventilazione, refrigerazione, etc.. Per quanto
riguarda lo stato di avanzamento del progetto, i requisiti funzionali
sono stati completati, mentre i principi chiave ed i criteri di
progetto sono stati pubblicati.
Inoltre, un nuovo progetto per i sistemi di monitoraggio e controllo
(Advanced Monitoring Systems) è partito nel 2006, compresi i primi test sul
campo su alcune sottostazioni AT/MT.
MODERN GRID
Il progetto Modern Grid è stato creato dal DOE nel 2005. Tale
programma, legato al programma Intelligrid, è concentrato sull’idea della rete
vista come uno strumento utile alla creazione di un sistema ad elevata
efficienza. In altri termini, la rete non sarà più il semplice sistema per il
trasferimento dell’energia dalla generazione fino all’utente finale, ma un
sistema globale che sfrutta tutte le più moderne tecnologie nel modo migliore
possibile, al fine di rendere all’utente finale il miglior servizio possibile.
L’obiettivo fondamentale di Modern Grid è facilitare lo sviluppo della
visione comune di rete intelligente e, in base a tale idea, pianificare una serie
102
Capitolo 5
Le microreti
di iniziative con sperimentazioni sul campo (per un periodo di almeno 5 anni)
al fine di accelerare il processo di innovazione.
L’iniziativa si può suddividere nei seguenti sei punti fondamentali, di cui
si elencano le caratteristiche e le rispettive tempistiche:
sviluppare e formalizzare il concetto di rete intelligente, per definire le
principali caratteristiche relative alla rete del futuro (punto
completato);
realizzare un’analisi dello stato esistente, con l’evidenziazione delle
differenza tra lo stato attuale e gli obiettivi fissati al punto precedente,
in termini di fattibilità, costi e tempi di realizzazione (punto
completato);
identificazione delle priorità (tecnologie, processi ed aree di ricerca),
in base ai risultati del punto precedente (punto completato);
dimostrare la validità della/delle tecnologia/e prescelta/e e del processo
di integrazione, con la definizione di sistemi test in scala al fine di
evidenziare, se necessario, i punti critici. La progettazione di un primo
caso test è stato completato nel Giugno 2006, con la costruzione
iniziata nel Febbraio 2007; nello stesso periodo è stata completata la
fase progettuale di un altro caso. Nel 2007 si è avuta la piena
operatività di alcuni esperimenti sul campo, mentre nel 2008 è partita
la sperimentazione su reti più estese (anche in esercizio pubblico), con
un durata prevista di 5 anni;
valutazione dei risultati ottenuti con i test sul campo.
GRIDWISE
Il progetto GridWise è stato creato dal settore distribuzione del DOE nel
2003. Tale progetto, interno al sistema Intelligrid, include GridWise Alliance,
che consiste in un progetto creato da un gruppo di industrie elettriche
dedicate alla creazione di una rete intelligente, e la GridWise Architecture
Council, un’associazione di esperti del settore uniti per definire i principi
guida tali da avere un’architettura dell’informazione nelle reti elettriche.
Il termine “GridWise” è utilizzato con riferimento all’idea di rete del
futuro del DOE. In particolare, con tale termine si vuole evidenziare la
capacità della rete di “gestirsi” autonomamente, con la possibilità di reagire
autonomamente (anche in base ai dati statistici) a qualsiasi perturbazione.
103
Capitolo 5
Le microreti
L’obiettivo fondamentale di tale programma la modernizzazione
dell’intera rete di distribuzione, dalle sottostazioni (fino a 69 kV) agli utenti
finali, sfruttando la rete elettrica come via di comunicazione per due segnali
paralleli (elettricità ed informazione). La convinzione alla base di questo
progetto è che l’Information Technology, con l’utilizzo di apparecchi
intelligenti, dinamici e plug&play trasformerà la pianificazione e la gestione
delle reti elettriche; questo fatto porterà, come è già stato evidenziato in
precedenza, ad una rete “self-healing” che potrà ripristinare nel più breve
tempo possibile le condizioni presistenti rispetto ad un guasto.
Oltre al GridWise, il DOE ha inoltre introdotto il programma The Electric
Distribution Transformation (EDT) Program, con l’obiettivo di integrare
DER e gestione del carico per rispondere alle necessità dei consumatori per
differenziare la consegna dell’energia in qualità ed affidabilità.
Per quanto riguarda la collocazione temporale delle varie attività, allo
stato attuale, nel programma GridWise sono state previste le seguenti:
Pacific Northwest GridWise Testbed Demonstrations, con la prova sul
campo della gestione della domanda. Tale strumento è utile per testare
i sistemi di mitigazione delle congestioni durante i picchi di domanda.
Il test sarà eseguito, in particolare, su un “mercato virtuale” con offerte
in tempo reale ogni 5 minuti (per carichi e generatori);
migliorare la rilevazione e l’isolamento dei guasti nei sistemi di
distribuzione per minimizzare la loro frequenza e durata. Saranno
progettati e testati nuovi sistemi di protezione, con tecniche di
predizione;
creazione di un’unica interfaccia (Integrated Distribution Management
System, IDMS) per un modello di distribuzione comune in tempo reale,
da integrare in altre applicazioni, come quelle relative all’automazione
e sistemi GIS (Geographical Information System) oppure su sistemi di
gestione del guasto in applicazioni SCADA;
sviluppo e test di sistemi avanzati per la localizzazione di guasti,
analisi e previsione;
sviluppo, con test sul campo, di un circuito intelligente autonomo
multi-agente che permetta il controllo intelligente dei flussi di corrente
(ad esempio mediante EMS);
104
Capitolo 5
Le microreti
sviluppo di una piattaforma di comunicazione e tools software per
permettere la pianificazione di DER aggregate nel mercato
dell’energia (per i test sarà utilizzato un mercato reale). Allo stato
attuale, si hanno a disposizione 26 DER per un totale di 18 MW: si sta
invece sviluppando un modello di mercato;
valutare l’impatto sulla rete di un elevato grado di penetrazione delle
DER (oltre l’80%), con lo sviluppo delle relative soluzioni. Una rete
test è stata costruita per testare sistemi di generazione residenziale
(solare e fuel cells) e commerciale (microturbine). Vari test sul
funzionamento in isola, in isola intenzionale e sulla distorsione
armonica sono in corso;
progetto di microreti, con relativo sviluppo di nuovi sistemi di
controllo e relativi test, in collaborazione con General Electric (GE). In
particolare, l’obiettivo principale di tale collaborazione con GE
riguarda lo sviluppo dei sistemi di gestione delle microreti. Dal punto
di vista delle utility, questa nuova filosofia di gestione vuole fornire
dei sistemi avanzati ed intelligenti per il controllo ottimo (anche dal
punto di vista ambientale) di carichi e generatori. Il progetto è
suddiviso in due fasi. Nella prima fase, già completata, sono stati
sviluppati gli algoritmi fondamentali e le architetture base per
microreti, con una validazione dei modelli ottenuta mediante
simulazione. Nella fase 2, invece, si avranno i test sul campo, con
applicazioni reali in fase di esecuzione. In conclusione, questo
progetto di ricerca, in base agli obiettivi prefissati, può essere
considerato complementare agli altri, in quanto si vanno ad esaminare
aspetti che negli altri progetti di ricerca non sono presi in
considerazione.
GRIDAPP
Il progetto Advanced Grid Applications Consortium (GridApp) è stato
creato nel 2005. In questo progetto si studiano ed applicano le migliori
tecnologie per modernizzare le reti di trasmissione e distribuzione
dell’energia; un insieme di industrie elettriche unite identificano e applicano
le migliori tecnologie per modernizzare la rete elettrica. Si sono identificate
le tecnologie a maggior impatto e di maggiore rilevanza per gli studi.
105
Capitolo 5
Le microreti
In particolare, sono stati individuati tre settori:
1. gestione e monitoraggio per le reti di trasmissione e distribuzione, con
applicazioni su:
• analisi e rilevazione dei guasti;
• automazione;
• monitoraggio delle sottostazioni e archiviazione dei dati;
• PMU (Phasor Measurement Units) per controllo e monitoraggio di
aree vaste;
• gestione della domanda;
• manutenzione delle apparecchiature;
• tecnologie di comunicazione innovative.
2. nuove apparecchiature, con applicazioni su:
• conduttori avanzati;
• sistemi con elettronica allo stato solido;
• sistemi di accumulo.
3. integrazione del sistema, con applicazioni su:
• stima dello stato;
• gestione di tensione e potenza reattiva;
• previsione del carico e modellizzazione;
• schemi di coordinamento delle protezioni;
• gestione dei dati.
Nell’ambito di questo progetto, al momento è stata completata la
realizzazione di una sottostazione da 10 MVA completamente racchiusa in un
box da 0,65 m2. Le altre attività sono al momento in corso.
GALVIN ELECTRICITY INITIATIVE
Il progetto Galvin Electricity Initiative è nato nel 2005. Questo progetto,
che vede tra i fondatori anche la compagnia Motorola, aveva l’obiettivo di
applicare i concetti di gestione della qualità totale all’industria elettrica,
ottenendo una o più configurazioni per la rete elettrica “perfetta”, in un
mondo che sempre più velocemente diventa digitale.
La fase 1 del progetto, terminata nel febbraio 2006, ha descritto come le
tecnologie potranno contribuire allo sviluppo del sistema, con riferimento a
tutti i settori del mondo elettrico.
106
Capitolo 5
Le microreti
Nella fase 2, terminata alla fine del 2006, è stata invece condotta
un’analisi definitiva dei nodi di innovazione nei sistemi elettrici,
individuando le potenziali configurazioni per il sistema “perfetto”.
POWER SYSTEMS ENGINEERING RESEARCH CENTER (PSERC)
I notevoli cambiamenti necessari nel sistema elettrico hanno portato il
PSERC (Power Systems Engineering Research Center) a sfruttare le varie
conoscenze delle università per ottenere tali cambiamenti. Nata nel 1994,
PSERC è un’associazione di università che lavora con le industrie elettriche
al fine di trovare soluzioni innovative per i cambiamenti necessarie,
formando in tal modo le nuove generazioni di professionisti.
Il programma dedicato alla reti di distribuzione, partito nel dicembre 2005,
è suddiviso in tre aree:
Mercato. In questo settore l’obiettivo è focalizzare le necessità a breve
e medio termine, analizzando le interazioni tra gli aspetti tecnicoeconomici delle industrie ristrutturate. In altri termini, si vuole creare
un nuovo mercato che sostituisca le funzioni classiche con quelle
innovative che includono una previsione della domanda, pianificazione
della generazione, espansione, manutenzione, previsione a breve
termine, dispatching e controllo in real-time;
Sistema. In questa parte, invece, si tiene conto di tutti gli aspetti
complessi nella gestione dinamica dei sistemi elettrici, considerando
gli effetti della presenza di fonti rinnovabili e l’impatto delle
problematiche ambientali;
Trasmissione e Distribuzione. L’elemento chiave in questo settore è la
sottostazione. Tenendo conto di questo fatto, per assicurare affidabilità
ed un buon valore aggiunto al sistema, le sottostazioni vanno gestite in
un modo coerente con le nuove filosofie indicate in precedenza; questa
modalità è ora possibile grazie ai nuovi sensori e dispositivi intelligenti
presenti sul mercato. Inoltre, una parte dello studio è dedicata allo
studio dell’invecchiamento delle apparecchiature in funzione
dell’incremento di carico nei trasformatori, interruttori, linee, etc..
107
Capitolo 5
Le microreti
CONSORTIUM FOR ELECTRIC RELIABILITY TECHNOLOGY SOLUTIONS (CERTS)
Il Consortium for Electric Reliability Technology Solutions (CERTS)
è stato creato nel 1999 dal DOE. Tale organismo ricerca, sviluppa e diffonde
nuovi metodi, tools e tecnologie per migliorare l’affidabilità del sistema
elettrico e la sua funzionalità in un mercato competitivo. Tra i partecipanti
include università, laboratori nazionali e industrie private.
Il progetto più conosciuto del CERTS è quello relativo al MicroGrid
Concept, con l’impiego di DER per migliorare l’affidabilità e l’efficienza
della rete; la prima vera “definizione” di microrete, già presentata all’inizio
del capitolo.
L’obiettivo del CERTS è:
trasformare le reti elettriche in una rete intelligente che può anticipare e
rispondere automaticamente alla variazione dei flussi di potenza;
migliorare la gestione dell’affidabilità attraverso i meccanismi di mercato,
inclusa la trasparenza delle informazioni in real-time sullo stato della rete;
fare in modo che i clienti siano in grado di gestire la propria domanda in
risposta ai segnali di prezzo;
integrare le varie tecnologie di generazione, accumulo e controllo per
sostenere l’affidabilità della rete e dei singoli utenti.
L’attività di ricerca del CERTS è organizzata secondo cinque programmi:
Real-Time Grid Reliability Management. Il programma è dedicato allo
sviluppo di tools e tecnologie che aiutano il monitoraggio e la gestione di
un sistema affidabile in un mercato competitivo, per prepararsi alla rete
intelligente che anticipa e risponde automaticamente ai problemi. Allo
stato attuale l’attenzione principale è dedicata allo stato esistente delle
linee, attuando un’analisi tale da individuare le priorità principali in
termini di adeguamento. In seguito si procederà inoltre allo sviluppo di
alcuni prototipi, con particolare attenzione alla stima dello stato;
Reliability and Markets, con la valutazione di un progetto di mercato per
la gestione dell’affidabilità mediante l’utilizzo di approcci economici
teorici e sperimentali, stimando l’impatto del mercato nell’affidabilità
delle reti, e conseguente sviluppo dei relativi tools;
Distributed Energy Resources Integration. Tale programma sviluppa tools
e tecniche per mantenere e migliorare l’affidabilità del servizio elettrico,
mediante un sistema basato su elevata penetrazione di DER. Al momento
108
Capitolo 5
Le microreti
si stanno sviluppando tools con test sul campo del noto concetto di
controllo chiamato CERTS Microgrids. Si sono quindi identificate tre
aree di controllo (per i quali sono in corso test su reti sperimentali):
• controllo di potenza e tensione su microsorgenti;
• Energy Management System (EMS);
• nuovi schemi di protezione;
Load as a Resource. Questo programma delinea le linee guida per
consentire una più ampia partecipazione del carico nel mercato elettrico
competitivo, incluse analisi economiche sperimentali e l’effetto sulla rete
del carico rispondente a segnali di prezzo (con relativa volatilità); si sono
inoltre valutati alcuni programmi di gestione della domanda;
Reliability Technology Issues and Needs Assessment, con la valutazione
dell’affidabilità sui sistemi di trasmissione e distribuzione.
Dal punto di vista temporale, i progetti CERTS prevedono, nel periodo
2007-2015, una sperimentazione sul campo con lo sviluppo di tool, per il
periodo 2007-2014 lo sviluppo delle tecnologie per le microreti, con
piattaforme e prototipi, mentre nel 2013-2020 è prevista la prima vera e
propria commercializzazione.
Per quanto riguarda i tools sviluppati nell’ambito dei vari progetti, i due
maggiori prodotti sono il µGrid Analysis Tool (µGrid), realizzato dal Georgia
Institute of Technology, ed il Distributed Energy Resources, in uso al
Berkeley Lab.
La rete utilizzata come caso test per il CERTS Microgrid Concept è una
rete a 480 V con microturbine Capstone da 30 kW distanti tra loro 6 km
circa. Il concetto di microrete è stato inoltre testato in modo particolare
nell’emulatore dell’università del Wisconsin.
Un’ulteriore rete test è stata recentemente realizzata presso il Dolan
Technology Center in Columbus Ohio, gestita dalla American Electric
Power, una delle più grandi società di distribuzione americane. Tale rete è
costituita da tre microturbine Tecogen da 60 kW interfacciate con inverter.
NEW YORK STATE ENERGY RESEARCH AND DEVELOPMENT AUTHORITY (NYSERDA)
Il New York State Energy Research and Development Authority
(NYSERDA) è un’organizzazione pubblica senza fini di lucro nata nel 1975
per favorire la modernizzazione della ormai obsolete rete di trasmissione e
109
Capitolo 5
Le microreti
distribuzione di New York. Tale organizzazione di fatto, applica gli stessi
concetti e persegue gli stessi obiettivi degli altri organismi, ma limitandosi
all’area di New York.
Gli obiettivi strategici di questo progetto sono:
supporto e sviluppo per l’efficienza energetica e l’impatto ambientale;
aumento nel mercato delle tecnologie pulite ed efficienti di
generazione distribuita;
promozione delle tecnologie emergenti che utilizzano idrogeno e
superconduttori ad alta temperatura.
Il programma è organizzato secondo cinque aree:
risorse energetiche, dove si cerca di sviluppare le principali fonti
rinnovabili (solare ed eolico), al fine di ridurre le emissioni inquinanti;
rete elettrica, con lo sviluppo e la commercializzazione di tecnologie per
migliorare l’affidabilità;
progetti di generazione. In quest’area si hanno vari progetti dimostrativi
tra cui, in particolare:
• un grande programma pilota sulla cogenerazione è in corso dal
2003, con 67 MW di generazione di questo tipo;
• progettazione di apparecchi in alta tensione;
• test su celle a combustibile FEM;
• mini installazioni di pannelli fotovoltaici, per un totale di 1,3 MW
in 271 siti;
• installazioni di mini eolico, per un totale di 61 kW in 7 siti;
• installazioni di sistemi CHP residenziali per 13 MW.
reti di trasmissione e distribuzione, con progetto di test su
superconduttori;
nuove reti di trasmissione e distribuzione, con l’obiettivo di aumentare
l’efficienza delle reti, migliorando la sicurezza, l’affidabilità e l’impatto
ambientale.
5-6.2 Attività della piattaforma europea sulle SmartGrids
I principali progetti di ricerca relativi alle reti elettriche di distribuzione in
Europa derivano dai cosiddetti “Programma Quadro” dell’Unione Europea.
Ogni programma copre un definito periodo di tempo, sviluppando un certo
110
Capitolo 5
Le microreti
argomento. In particolare, i più importanti per il settore delle reti elettriche di
distribuzione sono il quinto e il sesto, con il settimo che incentiva le forme
sostenibili di energia.
Nell’ambito del settimo Programma Quadro, è stata definita la
Piattaforma tecnologica “SmartGrids” (2006-2013), con l’obiettivo di
aumentare l’efficienza, la sicurezza e l’affidabilità del sistema di
trasmissione e distribuzione, mediante la trasformazione delle reti attuali,
rimuovendo gli ostacoli ai sistemi di energia distribuita, soprattutto con
l’utilizzo di energia rinnovabile.
Le aree di ricerca principali sono:
reti intelligenti, con lo sviluppo di nuovi concetti architetture standard
per il controllo alla supervisione alla gestione di reti elettriche da
trasformare in reti interattive. Tali sistemi sono basate
sull'applicazione dell'intelligenza distribuita;
tecnologie di generazione distribuita efficienti;
gestione della domanda e politiche di Demand Side Management
(DSM);
nuovi servizi di energia, come il metering remoto e sistemi di
demotica;
miglioramento dell'efficienza dei sistemi di trasmissione e
distribuzione, legata allo sviluppo delle tecnologie su sistemi di alta
tensione (HVDC), cavi ad alta temperatura, trasformatori ad alta
efficienza;
sistemi di accumulo statici, come batterie, volani, supercapacitori e
sistemi a superconduttore.
L’obiettivo fondamentale del programma è quello di formulare e
promuovere una visione comune sulle reti elettriche del futuro (2020 e oltre)
indirizzando la ricerca e lo sviluppo tecnologico nel contesto europeo. In
definitiva, secondo la filosofia di tale piattaforma tecnologica, la rete del
2020 dovrà essere:
flessibile, che si adatta cioè alle esigenze di ogni utente;
accessibile, che garantisce accesso a tutti coloro che ne fanno richiesta;
affidabile, migliorando la sicurezza e la qualità dell’alimentazione;
economica.
111
Capitolo 5
Le microreti
Il passaggio dalle attuali reti di distribuzione alle SmartGrids avverrà
attraverso vari step consecutivi durante i quali l’attenzione si sposterà dal
valore dell’energia al valore dell’informazione, come illustrato anche nei
capitoli precedenti.
5-6.3 Progetti di ricerca europei: siti sperimentali disponibili
Nell’ambito dei vari progetti di ricerca europei sono state sviluppate varie
reti test costruite specificamente, sia sperimentali in laboratorio che in campo
su rete in esercizio pubblico. Nel seguito si presentano brevemente tali siti
sperimentali.
La microrete nell’università di Manchester è invece un prototipo in
laboratorio, utilizzato soprattutto per sistemi di accumulo, con una potenza
nominale di 20 kVA.
Una test facility di GD in BT è stata realizzata, tra il 2003 ed il 2005
(anche se è in continua evoluzione) presso la sede del CESI a Milano. La rete
è composta, tra l’altro, dalle seguenti risorse distribuite:
un impianto ibrido fotovoltaico costituito con un motore diesel
accoppiato ad un generatore asincrono trifase da 7 kVA;
un generatore termico solare Dish Stirling (Eurodish) con
concentratore da 56 m2 ed accoppiato ad un generatore asincrono
trifase da 10 kWe;
un generatore asincrono trifase eolico simulato da 8 kVA;
un insieme di 5 tetti fotovoltaici per una potenza totale di 14 kW;
un impianto a biomassa in cogenerazione da 10 kW;
un impianto a celle a combustibile polimeriche (PEM) da 3 kW;
un impianto cogenerativo costituito da una microturbina da 105 kWe;
una batteria redox ai sali di Vanadio con potenza massima erogabile di
42 kW con un’autonomia di 2 ore;
un volano ad alta velocità di rotazione, 36000 giri/min, con una
capacità di scarica di 100 kW per 30 secondi, utilizzato per funzioni di
Power Quality;
112
Capitolo 5
Le microreti
Per l’interconnessione elettrica delle aree e dei laboratori è stato realizzato
un quadro di interconnessione capace di consentire una elevata flessibilità e
configurabilità dei collegamenti e della topologia della rete da sperimentare.
Le prestazioni sono valutate con sistemi di monitoraggio dedicati, che
utilizzano anche tecnologie di comunicazione powerline (PLT) e wireless. La
test facility è dotata di un sistema di controllo finalizzato all'ottimizzazione
delle strategie di dispacciamento tecnico-economico, al mantenimento di
adeguati profili di tensione, alla previsione del profilo del carico elettrico ed
alla previsione della potenza prodotta da impianti solari. La test facility è
finalizzata ad attività di laboratorio o di supporto alla progettazione e
sperimentazione di microreti di GD. Consente quindi di sperimentare nuove
tecnologie di generazione, inverter, dispositivi di protezione e
comunicazione, sistemi di supervisione e controllo. E’ inoltre possibile lo
sviluppo e la verifica di prestazione ed affidabilità di nuove tecnologie di
generazione sostenibili e a ridotto impatto ambientale.
In definitiva, la rete test può essere utilizzata per:
verificare e ottimizzare le prestazioni di sistemi di cogenerazione e
trigenerazione, d'impianti a fonte rinnovabile e di sistemi di accumulo
elettrico;
sviluppare e provare sistemi di controllo;
verificare le condizioni per la formazione di isole a seguito
dell'interruzione della rete principale e per il funzionamento in isola
intenzionale;
misurare l'impatto sulla power quality;
sperimentare l'impiego di tecnologie di comunicazione powerline (PLT) e
wireless.
La microrete LABEIN si trova a Derio (Spagna) ed è collegata alla rete
MT (30 kV) mediante due trasformatori trifase (1000 kVA e 451 kVA). Tale
microrete è costituita dai seguenti elementi:
pannelli fotovoltaici modulari per una potenza complessiva di 3,6 kW
collegati con inverter, compresi alcuni sistemi di accumulo a batteria;
due motori diesel da 55 kW, di cui uno con raddrizzatore controllabile;
microturbina da 50 kW, alimentata con combustibile liquido a 60.000
giri/min ed interfacciata con inverter;
113
Capitolo 5
Le microreti
turbina eolica da 6 kW, con una struttura tripala;
sistema di simulazione della rete elettrica, per la simulazione dei
transitori di tensione, frequenza e forma d’onda, fornendo disturbi
all’uscita per simulare la presenza di armoniche;
sistemi di accumulo da 250 kVA, costituito da un UPS con volano. La
carica completa è raggiunta a 7.700 giri/min, con un tempo di ricarica
minore di 150 s;
banco da 8 moduli di ultracapacitori, per un’energia disponibile di 2,18
MJ. Ogni modulo è dimensionato per 4.500 Farads e contiene 360 kJ
di energia;
carichi resistivi da 36, 55 e 150 kW;
sistema per l’analisi Power Quality, mediante una piattaforma webbased con sistema DRANETZ-BMI che permette il controllo remoto e
in real time dei sistemi elettrici, consentendo inoltre la misura di THD,
armoniche e interarmoniche.
L’attività di ricerca europea sulle microreti svolta in particolare
nell’ambito dei due progetti Microgrids e More MicroGrids prevede lo
sviluppo dei seguenti obiettivi:
sviluppo e test sul campo di strategie di controllo alternative e progetto
di rete per fornire una gestione ottima delle microreti;
integrazione tecnica e commerciale delle multi microreti, mediante la
creazione di standard e protocolli;
impatto sulla gestione del sistema elettrico delle nuove strutture di reti.
A tal fine, sono state sviluppate varie reti test, di seguito illustrate.
Nella microrete realizzata presso l’Università di Atene si hanno due
sistemi fotovoltaici collegati con inverter, alcuni sistemi di accumulo (anche
questi collegati con inverter), carichi controllabili ed un sistema di controllo
della connessione con la rete BT. La microrete può funzionare in isola o
anche collegata alla rete. Il sistema è modulare, con più moduli. A breve si
prevede l’installazione di un mini eolico.
La microrete che si trova nell’isola Kythnos (Grecia) è una microrete
monofase composta da linee aeree con dei cavi di comunicazione associati ad
ogni linea. Questa microrete è stata realizzata in una piccola valle di Kythnos,
114
Capitolo 5
Le microreti
piccola isola della Grecia. La microrete è composto da un sistema di
generazione solare con una potenza di picco pari a 10 kW, suddiviso in
piccoli sottosistemi ed un banco batteria con capacità nominale di 53 kWh; è
inoltre presente un piccolo motore diesel con una potenza di 5 kVA. Tale rete
è stata usata per alcuni test sul controllo centralizzato e decentralizzato delle
reti in modalità interconnessione (nessun funzionamento in isola) e per test
sulle comunicazioni. E’ prevista l’installazione di un mini eolico da 2-3 kW
per diversificare le fonti di energia, con un nuovo sistema di monitoraggio
per facilitare le comunicazioni via telefono cellulare.
Una microrete test è stata realizzata presso un villaggio vacanze in Olanda,
con sistemi fotovoltaici per una potenza di 315 kW. Il carico elettrico diurno
è basso: per questo motivo l’energia prodotta dai pannelli solari è immessa in
rete (la microrete esporta), mentre durante le ore notturne, non essendo
disponibile nessun tipo di generazione oltre quella solare, la microrete
importa energia dalla rete esterna. In questa facility sono in corso test sul
funzionamento in isola, con particolare riferimento a problemi di power
quality, per trovare le migliori soluzioni, ricorrendo anche a sistemi di
controllo mediante elettronica di potenza.
In Germania (Mannheim-Wallstadt) è stato predisposto un sito per test sul
campo a lungo termine nell’ambito del progetto europeo More Microgrids.
Sono stati installati vari pannelli fotovoltaici per un totale di 30 kW, con
ulteriori possibilità di sviluppo.
L’obiettivo principale di questo sito, in termini di ricerca, è il
coinvolgimento degli utenti nella gestione del carico. In tal senso, nell’estate
del 2006 circa 20 famiglie sono state inserite in un programma di gestione del
carico; in particolare, in base ai dati sulla disponibilità di energia solare, gli
utenti avevano l’obiettivo di spostare la loro richiesta di energia verso le ore
di maggiore produzione solare, al fine di conseguire il maggior beneficio
economico.
5-6.4 Differenziazione della ricerca europea rispetto a quella americana
Le similitudini tra le due visioni sono ovvie in quanto entrambi sono
basate sulle nuove tecnologie informatiche di comunicazione al fine di avere
115
Capitolo 5
Le microreti
una rete elettrica affidabile; alcune differenze sono comunque evidenti e
meritano di essere segnalate.
La visione europea è chiaramente influenzata dai tanti gradi di libertà che
si hanno nei confronti dell'evoluzione delle reti elettriche europee. La
conseguenza è la necessità di identificare una rete flessibile, affidabile ed
accessibile, che venga incontro alle necessità di utenti e società. Questo fatto
deriva dalla forte presenza in ambito europeo di generazione da rinnovabili. Il
mercato dell'energia presenta già flussi bidirezionali, con la pressante
necessità di una gestione della domanda. E’ quindi fondamentale migliorare
la rete, soprattutto dal punto di vista strutturale; in questo senso, infatti, a
causa dell’elevata obsolescenza di alcuni tratti della rete, esiste un ampio
margine di miglioramento. In altri termini, lo sviluppo della rete europea è
legato a fattori economici.
La visione americana, invece, deriva dalla necessità di garantire sicurezza
nei confronti della forte crescita di domanda. L'utilizzo dell'informatica è
necessario per aumentare l'uso della rete esistente riducendo la quantità degli
investimenti. Rispetto all'Europa la generazione è molto più centralizzata
anche se la generazione distribuita, che comunque esiste, è utilizzata per dare
supporto al sistema.
5-6.5 Attività di ricerca in Giappone (NEDO)
Il Giappone è attualmente il paese leader nei progetti di ricerca relativi alle
microreti. Il governo giapponese, infatti, ha l’ambizioso obiettivo di
aumentare il contributo delle energie rinnovabili, quali eolico e fotovoltaico;
in tal senso, si pensa che le microreti possano risolvere o almeno attenuare i
noti problemi di gestione (derivanti dall’aleatorietà di tali fonti) e/o di power
quality.
L’attività di ricerca nell’ambito della generazione distribuita in Giappone
è coordinata essenzialmente dal NEDO (The New Energy and Industrial
Technology Development Organization) e dal CRIEPI (Central Research
Institute of Electric Power Industry).
Il NEDO ha in particolare sviluppato dei progetti pilota di integrazione di
cluster di generatori fotovoltaici nella rete di distribuzione ed ha in corso una
116
Capitolo 5
Le microreti
serie di progetti riconducibili al tema delle microreti. In particolare, si sono
avuti i seguenti progetti:
Demonstrative project on grid-interconnection of clustered photovoltaic
power generation systems (2002-2007);
Wind power stabilization technology development project (2003-2007);
Demonstrative project of regional power grids with various new energies
(2003-2007);
Demonstrative project on new power network systems (2004-2007).
Il progetto concernente le “regional power grids” ha in particolare portato
alla realizzazione di alcuni impianti pilota, quali:
Aichi Expo, poi trasferito presso l’aeroporto di Chubu, comprendente
generazione da fotovoltaico, celle a combustibile e sistemi di
accumulo con batterie sodio-zolfo, in grado di operare in isola rispetto
alla rete con generazione interfacciata esclusivamente tramite inverter;
Kyotango, in cui oltre a generazione fotovoltaica ed eolica, è presente
un impianto a biogas che impiega sia motori a combustione che celle a
combustibile;
Hachinoe, dove è integrata la generazione di un impianto a residui
legnosi con sistemi distribuiti fotovoltaici ed eolici e ad un sistema di
accumulo elettrochimico. L’impianto alimenta sia in parallelo alla rete
che in isola alcune utenze locali (scuole ed edifici pubblici).
Analizzando i risultati ottenuti finora, si nota come, nel periodo esaminato,
il consumo di energia primaria è stato ridotto del 57%, con una diminuzione
del 48% per quanto riguarda le emissioni inquinanti. Tale risultato è stato
ottenuto anche grazie alla gestione ottima fornita dal sistema di gestione
realizzato, che consente di gestire, secondo criteri di ottimo economico, il
carico, la generazione ed i sistemi di accumulo.
Anche il progetto su “new power network systems” ha portato alla
realizzazione di due impianti dimostrativi (Maebashi e Sendai) il primo
finalizzato a studi sulla possibilità di controllare i flussi di potenza sulle reti
di distribuzione ed il secondo a studi sulla qualità dell’alimentazione e sui
vari livelli di continuità conseguibili con differenti sistemi di compensazione
e accumulo.
117
Capitolo 5
Le microreti
Anche la ricerca sviluppata dal CRIEPI è mirata alla realizzazione di un
“Demand area power system”, in cui alla alimentazione dalla rete si
affiancano generatori locali e sistemi di gestione e controllo in linea della rete
e dei vari dispositivi connessi. Nel 2003 è stata installata presso il sito
sperimentale di Akagi una rete test in scala reale con 950 kW di potenza di
generazione.
Una microrete test è stata implementata al Central Japan Airport City, nei
pressi di Nagoya, tra il 2006 ed il 2007. La caratteristica principale di questo
sito è la forte penetrazione di sistemi di generazione con celle a combustibile;
in particolare, la microrete in esame è composta dai seguenti elementi:
celle a combustibile MCFC da 270 e 300 kW, con biogas ad alta
temperatura (1.200 °C);
4 celle a combustibile ad acido fosforico con potenza di 200 kW;
cella a combustibile SOFC con una potenza di 50 kW;
pannelli fotovoltaici per una potenza complessiva di 330 kW.
Nella città di Kyotango City, invece, al nord di Kyoto, è stata realizzata
nel 2005 la prima microrete virtuale estesa su una superficie di 40 km2,
composta dai seguenti elementi:
pannelli fotovoltaici per una potenza complessiva di 50 kW;
turbine eoliche per una potenza di 50 kW;
5 microturbine da 80 kW;
cella a combustibile MCFC da 250 kW;
sistemi di accumulo per una potenza di 100 kW.
5-6.6 Progetti di ricerca in Canada
Gli obiettivi dei progetti di ricerca realizzati in Canada sono
essenzialmente legati a:
lo sviluppo di tools analitici per valutare le prestazioni delle DER nelle
microreti al variare delle condizioni operative;
la definizione di strategie di controllo e protezione per microreti in isola;
lo sviluppo di strategie ed algoritmi per la gestione delle DER nelle
microreti;
lo studio dei fenomeni dinamici e transitori nella fase di funzionamento in
isola;
118
Capitolo 5
Le microreti
sviluppo di metodi per la rilevazione del funzionamento in isola per
microreti collegate in parallelo;
ruolo delle tecnologie di comunicazione nella gestione, controllo e
protezione delle DER nelle microreti.
Le reti test realizzate sono costituite di solito da applicazioni di microreti
autonome per locazioni remote, principalmente per l’elettrificazione di aree
particolari e/o inaccessibili, come le isole. Un esempio di questo tipo è un
sistema autonomo basato su motori diesel con una penetrazione media di
generazione eolica (395 kW) ed un picco di carico di 1,2 MW. Tale sito
permette di studiare l’impatto della produzione eolica nel controllo di
tensione e frequenza nei sistemi autonomi, in presenza di sistemi di
accumulo.
119
Capitolo 6.
DMS e controllo di microreti
Per realizzare un adeguato sviluppo della GD compatibile con l’attuale
situazione dei sistemi elettrici, anche con riferimento alla futura diffusione
delle microreti, esso dovrà essere in grado di integrare le microreti nel
sistema di distribuzione.
Le problematiche di gestione e controllo per le microreti non sono, in linea
di principio, molto differenti da quelle di una tradizionale centrale elettrica;
tuttavia, la necessità di combinare diverse tecnologie di generazione
suggerisce di utilizzare un approccio più flessibile nella gestione e nel
controllo dei sistemi distribuiti. E’ perciò necessario realizzare un sistema
che sia in grado di decidere:
quando utilizzare le unità di generazione distribuite installate, anche in
termini di costi del combustibile;
a quale carico adoperare le unità, in base alle previsioni della domanda
basate anche sulla situazione meteorologica;
quando caricare e quando scaricare le unità di accumulo;
quando acquistare energia dalla rete;
quando cedere energia alla rete, in base ai prezzi di mercato.
Tali compiti, in una microrete, sono affidati al Energy Management
System (EMS). L’EMS inoltre, oltre alle funzioni citate, può collaborare a
controllare l’invecchiamento delle apparecchiature, fornendo un valido
ausilio alla diagnostica del sistema complessivo. Un altro possibile utilizzo
121
Capitolo 6
del DMS è legato all’analisi dei consumi energetici, con le eventuali
possibilità di risparmio energetico.
In questo capitolo si illustrano inizialmente le logiche di controllo
applicabili ad una microrete ed i relativi sistemi di comunicazioni adottati. Il
capitolo prosegue con la presentazione delle principali funzioni del
Distribution Management System (DMS). L’ultimo paragrafo è dedicato alla
presentazione dei principali DMS in commercio.
6-1 Controllo di una microrete
Negli attuali sistemi, le decisioni sono prese da operatori, mentre i sistemi
in grado di operare in modo automatico sono in un stato di sviluppo tutt’altro
che avanzato. È importante evidenziare la necessità di passare da un
dispacciamento centralizzato, in larga misura inattuabile nei sistemi
distribuiti, a quello che in letteratura viene definito come un dispacciamento
semplicemente coordinato a livello centrale. L’idea è quella di trasferire il
“decision making” dal controllo centrale verso “agenti autonomi”, che hanno
una competenza locale del proprio impianto. La gran parte delle azioni di
controllo in questo caso è svolta a livello locale, mentre soltanto le
informazioni fortemente semplificate vengono inviate al coordinatore
centrale, che verifica lo stato complessivo del sistema e svolge un’azione di
coordinamento e/o ottimizzazione globale.
Un coordinamento decentralizzato consente il raggiungimento del duplice
obiettivo di coordinare la produzione in modo ottimale e di minimizzare il
flusso di informazioni tra il gestore del sistema e i produttori. Ogni singola
unità (generatore o carico) potrà in pratica essere dotata di un software che
riconosca istante per istante lo stato delle risorse e sia in grado di prevederne
l’evoluzione nel breve periodo. Queste informazioni saranno quindi
regolarmente pubblicate e rese disponibili mediante un’interfaccia standard.
Si potranno rendere disponibili, ad esempio, offerte di produzione e domande
di carico per il giorno successivo in modo che possa essere stabilito il prezzo
orario dell’energia e determinare quindi quali produttori possano di
conseguenza partecipare al mercato.
122
Capitolo 6
Nonostante la ricerca in questo settore sia ancora alle fasi iniziali si ritiene
che questo tipo di approccio, basato sulla decentralizzazione del controllo e
su semplici azioni di coordinamento da parte del gestore del sistema, sia il
modo migliore per gestire sistemi fortemente dispersi ma sia anche utile per il
dispacciamento delle risorse. La soluzione classica del dispacciamento
centralizzato, resa difficile dalla molteplicità e dalla dispersione dei
produttori, può addirittura risultare antieconomica o compromettere
l’affidabilità del sistema, soprattutto per le microreti. Il coordinamento
decentralizzato della produzione permette inoltre la realizzazione di un
sistema di controllo di tipo gerarchico in cui il coordinatore centralizzato, che
coordina la produzione in una determinata area, può a sua volta essere
considerato un agente autonomo nell’ambito di un sistema di dimensioni
maggiori. In questo modo determinate aree particolarmente estese, e nelle
quali la GD raggiunga livelli di penetrazione non marginali, possono essere
inserite in un sistema di controllo senza particolari appesantimenti nei mezzi
di calcolo e nei sistemi di comunicazione. Con tutta probabilità, nello
scenario ad oggi più plausibile, il dispacciamento della potenza attiva ed il
mercato dei servizi ancillari costituiranno solamente una piccola parte dei
servizi che saranno associati ad una produzione e ad un controllo
decentralizzato e di cui trarranno benefici non soltanto i gestori del sistema o
i produttori ma anche gli utenti finali. A tal proposito è molto importante che
anche gli utenti finali possano essere dotati di sistemi capaci di prendere
alcune decisioni in modo autonomo, variando la loro domanda in funzione
dei prezzi attuali o previsti: in questo modo si andrà verso la
l’implementazione di un sistema integrato caratterizzato da una maggiore
affidabilità e da prezzi stabili. Attualmente esistono già esempi di programmi
di “load response” che prevedono il taglio di carichi, o di aggregazioni di
carichi (con potenze dell’ordine di 100-5.000 kW), in funzione
dell’andamento in tempo reale dei prezzi. Deve inoltre essere evidenziato che
iniziative di questo genere hanno come immediata ricaduta una forte
riduzione della quantità di riserva necessaria e una possibile ulteriore
riduzione dei costi. In conclusione, si può sicuramente affermare che tutti i
soggetti partecipanti al mercato elettrico saranno sempre più coinvolti nella
gestione del sistema e, conseguentemente, sarà sempre crescente la necessità
123
Capitolo 6
di sistemi per il controllo ed il monitoraggio della potenza, della riserva, dei
costi e dei pagamenti.
In particolare, si possono evidenziare il diverso ruolo e le particolari
esigenze dei vari attori presenti:
I gestori del sistema (ISO) e gli stessi produttori devono essere in grado
di controllare e comandare da remoto i diversi parchi di generazione e di
gestire la domanda nel rispetto dei requisiti di sicurezza ed economicità;
I distributori hanno la necessità di gestire la domanda, di poter effettuare
aggregazioni di carico, di comprare energia all’ingrosso o di fornire
servizi di generazione distribuita a quegli utenti che hanno necessità di
una elevata qualità del servizio;
Gli utenti finali hanno infine la necessità di poter conoscere in tempo
reale le esigenze del proprio impianto, per valutare la convenienza alla
partecipazione a programmi della gestione della domanda.
Con tali premesse, una microrete può contribuire ad ottimizzare la
gestione del sistema elettrico e soddisfare le esigenze appena presentate
mediante un’architettura di controllo gerarchico a tre livelli (Fig. 6-A):
a) controllo sul livello della rete di distribuzione;
b) controllo di microrete, ovvero controllo centrale;
c) controllo locale dei generatori.
Fig. 6-A Esempio di architettura di controllo gerarchica a tre livelli
Nel primo livello di controllo rientrano alcune funzionalità come la
regolazione della tensione sul lato MT di un trasformatore AT/MT al fine di
124
Capitolo 6
controllare la tensione sul feeder. Ogni forma di controllo al primo livello
implica quindi un’integrazione ed una stretta interazione tra i DG operator e
le ESCO; infatti, ad esempio, durante la giornata in una determinata area
attiva si potrebbe presentare un deficit (o un eccesso di potenza) per il quale
un DG operator, che può possedere alcune microturbine, potrebbe riuscire a
soddisfare le esigenze termiche ed elettriche di alcune utenze. In ogni caso, è
bene sottolineare come tale livello sia maggiormente orientato al controllo di
generatori di potenza significativa.
Attualmente il modo in cui le reti di distribuzione sono esercite è
influenzato dalla mancanza di completo controllo, in quanto il monitoraggio
in tempo reale non è esteso a tutti i livelli della rete di distribuzione.
L’estensione e l’elevata quantità di elementi che costituiscono una rete di
distribuzione impone di dover gestire una grande quantità di dati al fine di
assicurare un funzionamento soddisfacente e la sicurezza di chi opera a
diretto contatto con le apparecchiature in tensione. Questo ambito di
funzionamento impone tre condizioni (di cui le prime due si riferiscono alla
gestione del sistema in tempo reale mentre la terza riguarda essenzialmente
l’organizzazione) sul personale del sistema di controllo delle reti di
distribuzione:
Condizioni normali. Durante le fasi di funzionamento normale gli
operatori devono essere in grado di preparare piani di commutazione
per le manutenzioni programmate, devono monitorare il sistema per
verificare che non vi siano parametri di funzionamento fuori soglia,
valutare lo stato di funzionamento per decidere quale possa essere il
funzionamento ottimo e, infine, dare inizio alle operazioni più
opportune per portare i valori di potenza e tensione fuori limite ai
livelli normali di esercizio;
Condizioni di emergenza. L’obiettivo principale in caso di guasto sulla
rete è quello di ristabilire condizioni operative normali il prima
possibile. È, dunque, necessario preparare ed eseguire piani di
emergenza per isolare il guasto e ristabilire la fornitura di energia
mediante la manovra degli interruttori, l’invio delle squadre di
manutenzione per manovrare gli interruttori manuali per localizzare il
guasto e la gestione delle chiamate di emergenza e dell’informazione
degli utenti in modo da garantire un corretto servizio;
125
Capitolo 6
Gestione “ordinaria”. I compiti di ogni giorno quali, per esempio, il
log degli eventi e l’attività di reportistica richiedono una grande
quantità di tempo. Inoltre la privatizzazione ha richiesto il
miglioramento delle verifiche delle prestazioni del sistema, il
mantenimento e l’indicizzazione delle richieste degli utenti e una
maggior attenzione alla documentazione sulla sicurezza. Tutto ciò
richiede impegno ed accuratezza maggiori da parte del personale
coinvolto nella gestione del sistema di distribuzione rispetto a quanto
avveniva in passato.
Un DMS deve funzionare nei due stati principali, normale e di emergenza.
Inoltre deve essere in grado di archiviare e ricostruire tutti gli eventi per
l’eventuale analisi post-mortem del sistema.
L’automazione di un sistema elettrico è applicato all’interno di una
gerarchia di controllo strutturata che abbraccia i bisogni di diversi livelli di
consegna dell’energia all’interno della rete. Ciò richiede che si possa
controllare la rete da un unico punto (il centro di controllo) o da un insieme
di centri di controllo distribuiti sul territorio. Questa modalità di controllo
utilizza il sistema di acquisizione dati (SCADA/telecontrollo) e si basa sulla
comunicazione tra il centro di controllo e i dispositivi primari che possono
essere controllati (generatori, interruttori, trasformatori a rapporto variabile,
etc) e che devono essere necessariamente dotati di attuatori che permettano di
effettuare le operazioni richieste dal centro di controllo. La comunicazione tra
il centro di controllo e gli attuatori è resa possibile da dispositivi secondari
detti Intelligent Electronic Device (IED). La complessità degli IED dipende
dalla configurazione del sistema di controllo e dai livelli gerarchici che la
compongono. Lo SCADA è formato dalla combinazione di centro di
controllo, comunicazioni e IED. I sistemi SCADA sono distribuiti in modo
da controllare i diversi livelli della rete, sia come un sistema integrato che
controlla un certo numero di livelli sottostanti, sia come sistema separato che
passa alcune informazioni ai livelli di controllo superiori. Di fatto la scelta di
quanto il sistema centrale debba essere organizzato dipende direttamente
dalla proprietà dei vari livelli della rete.
126
Capitolo 6
6-2 Le comunicazioni nelle microreti
Come è stato detto anche nei capitoli e nei paragrafi precedenti, i sistemi
di comunicazione rappresentano una parte fondamentale delle microreti.
Infatti, la nascita dei nuovi schemi di rete innovativi, quali sono le microreti,
ha portato all’introduzione delle tecnologie innovative del mondo delle
telecomunicazioni nella gestione dei sistemi di potenza, per la necessità dello
scambio di informazioni tra i vari attori del mercato. Infatti, in parallelo alla
rete di potenza, è ormai presente un’efficiente infrastruttura di comunicazione
basata su differenti mezzi di trasporto quali le fibre ottiche, le linee
telefoniche in rame, i sistemi wireless o le onde convogliate che coprono i
differenti livelli del sistema di potenza fino ad estendersi al singolo
componente presente presso il cliente. Tecnologie software per costruire
applicazioni distribuite sono disponibili incluso i sistemi intelligenti ad agenti
ed altri meccanismi atti a creare sistemi di informazione distribuiti di
intelligenza globale. Inoltre, standard consolidati, come il protocollo TCP/IP,
aiutano a sviluppare applicazioni in maniera relativamente poco costosa.
I processi di automazione saranno accompagnati da una fase di
integrazione nel quale i dispositivi e le informazioni dovranno essere
consolidati ed integrati. L’integrazione di protezione, controllo e acquisizione
dati in un numero minimo di piattaforme porterà a ridurre i costi di gestione,
riducendo gli spazi per il controllo ed eliminando apparecchiature ridondanti
e database. Mediante l’utilizzo dell’elettronica sono inoltre ottenibili, in una
microrete, i seguenti vantaggi:
commutazione ad elevate velocità per migliorare la risposta ai disturbi
e la riconfigurazione del sistema;
controllo continuo della tensione e della potenza reattiva, incluso il
controllo della distorsione armonica;
miglioramento della power quality ed affidabilità per i clienti che
richiedono un livello particolare di qualità del servizio.
Il futuro sistema di distribuzione sarà quindi caratterizzato da una
transizione da una funzione singola (consegna energia) ad un sistema
multifunzione (scambio di energia) al fine di raggiungere la “visione” ADA.
Grazie al notevole sviluppo dell’“Information and Communications
Technology” (ICT), esiste oggi la concreta possibilità di gestire la microreti
127
Capitolo 6
nel modo più opportuno, con il controllo operativo ed il sistema mercato
integrati all’interno di una rete TCP/IP con il sistema di comunicazione che,
allo stesso tempo, diventa parte integrante della microrete. Le tecnologie
utilizzabili possono essere suddivise nelle tre seguenti categorie:
Sistemi power line, utilizzati principalmente per il controllo dei
consumi e dei carichi, anche se lo sviluppo della tecnologia ha portato
al suo utilizzo anche per i sistemi di controllo degli interruttori;
Cavi telefonici e fibra ottica, per comunicazioni SCADA-RTU;
Sistema Wireless, che costituisce una soluzione a basso costo in quanto
permette di comunicare virtualmente da qualsiasi punto.
Dal punto di vista ideale sarebbe auspicabile ai fini della protezione delle
reti elettriche e dell’automazione della GD di disporre di canali di
comunicazione dedicati su cui avere un completo controllo, ma la realtà è
spesso diversa ed il sistema di protezione ed automazione è sovente connesso
con dispositivi di comunicazione non dedicati che possono essere di proprietà
di terzi. Ciò espone il sistema di comunicazione a vulnerabilità di tipo
informatico. La sicurezza dei sistemi di protezione e controllo nei riguardi dei
pericoli elettronici quali quelli rappresentati dagli hacker, da azioni di
sabotaggio o involontarie è un problema di notevole importanza
nell’architettura del sistema di comunicazione. Molti dei dispositivi di
controllo e protezione possiedono metodi semplici di accesso sicuro, in
genere, costituiti da password ad uno o due livelli. Questi sistemi di sicurezza
non sono, però, sufficienti a proteggere il sistema nella sua globalità. È,
perciò, necessario ricorrere ad altri strumenti e tecniche disponibili per
mitigare i rischi associati alle intrusioni elettroniche nelle reti di computer
che controllano i sistemi elettrici di generazione, trasmissione e distribuzione.
Una possibile indicazione può provenire dal mondo del e-commerce.
Tra le varie soluzioni possibili per le comunicazioni fra i sistemi che
costituiscono una microreti le più utilizzate sono sicuramente lo standard RS485 ed Ethernet. Nell’Aprile del 2003 è stato pubblicato lo standard IEC
61850. Tale documento di standardizzazione, nato per i sistemi automatici,
può essere convenientemente utilizzato per le comunicazioni tra le
apparecchiature nelle microreti; sfruttando lo IEC 61850 i futuri sistemi di
potenza, ed in particolar modo le microreti, saranno costituiti e controllati da
apparecchi intelligenti (Intelligent Electronic Devices, IED) connessi fra loro
128
Capitolo 6
per ottimizzare i transiti di potenza, dalla generazione fino agli utenti finali.
Lo standard IEC 61850-7-420 affronta la comunicazione con e tra le sorgenti
di generazione distribuita come impianti fotovoltaici, celle combustibile,
impianti cogenerativi, ecc. Questi sistemi sono integrati nel sistema
informativo e di automazione del distributore, e pertanto molto legati agli
standard IEC 61970 e IEC 61850.
6-3 Distribution Management System
Nelle attuali reti di distribuzione, tanto più ci si allontana dal semplice
monitoraggio e controllo locale delle singole unità, tanto più si complica la
problematica e diminuisce il numero di soluzioni possibili per la loro
gestione. Ci si allontana, infatti, da soluzioni tecnologiche ormai mature,
sviluppate ormai da diversi anni, sino ad arrivare a soluzioni più innovative
basate su Internet, che sono attualmente in fase di sviluppo o stanno per
essere messi in commercio. Nell’ambito del controllo e monitoraggio dei
sistemi distribuiti, i prodotti più innovativi sono quelli che, mediante
l’accesso ed il monitoraggio in tempo reale dei prezzi di mercato
dell’energia, dello stato e del costo di esercizio, presentano le informazioni
necessarie per prendere una determinata decisione.
Il termine DMS è normalmente utilizzato per indicare soluzioni di
complessità molto differente: dalla gestione energetica, anche con
funzionalità avanzate per studi fuori linea di piccole realtà, fino alla gestione
completa in tempo reale della rete di distribuzione comprensiva dello
SCADA sottostante.
Le compagnie di distribuzione hanno sempre gestito le loro reti secondo
quattro filoni (driver) principali (operativo, manutenzione, ingegneria,
gestione commerciale), che hanno influenzato tutte le funzioni applicative dei
DMS e che hanno creato isole e applicazioni indipendenti tra loro. La nuova
tendenza dei DMS è quella di costruire una unica piattaforma che accomuni
tutte le funzioni e gli applicativi. Tuttavia in funzione del driver principale e
predominante della compagnia di distribuzione il percorso che porta ad una
completa integrazione delle funzioni nel DMS può risultare diverso.
129
Capitolo 6
Lo sviluppo dell’automazione dei feeder e delle sottostazioni ha portato
alla necessità degli operatori della sala controllo di avere le informazioni per
la gestione dell’operatività della rete di distribuzione con un livello di
affidabilità molto elevato proprio delle soluzioni SCADA e delle funzioni
EMS tipiche della rete di trasmissione. Diversamente, le funzioni più proprie
della distribuzione, quali ricerca guasti e rialimentazione della rete sono state
implementate più pensando al territorio e quindi con esigenze di avere un
quadro più chiaro della rete di distribuzione attraverso l’utilizzo di soluzioni
GIS che però non garantiscono lo stesso livello di robustezza e velocità dei
sistemi SCADA e dei database real-time a cui si appoggiano.
Le funzionalità dei moderni DMS generalmente possono essere suddivise
in funzioni di base e applicazioni particolari. Le prime soddisfano i requisiti
di base dei sistemi di controllo come, ad esempio, l’interazione con il sistema
di distribuzione. Le seconde aiutano nel loro compito gli operatori e sono
dedicate a compiti aggiuntivi quali applicazioni di calcolo e di gestione del
sistema. Gli attuali DMS sono molto spesso progettati ad hoc e richiedono
lavoro aggiuntivo di implementazione e integrazione che può influire
fortemente sulla qualità del prodotto finale.
A tal proposito può essere utile individuare i requisiti di progetto
principali che un DMS dovrebbe avere.
6-3.1 Funzioni di base
Le funzioni di base si possono suddividere in due gruppi:
Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA);
Gestione delle sale di controllo.
Le funzioni proprie degli SCADA forniscono monitoraggio e controllo in
tempo reale della rete di distribuzione cambiando i set-points sui controllori,
aprendo e chiudendo sezionatori, monitorando gli allarmi e raccogliendo
misure dal campo. Le funzioni di gestione delle sale di controllo forniscono
tutti gli strumenti utili all’operatore e alcune di esse, di conseguenza, devono
essere progettate “su misura”.
130
Capitolo 6
6-3.2 Applicazioni
Il secondo gruppo principale è costituito dalle applicazioni di calcolo
necessarie all’operatore. Se le funzionalità di base sono praticamente
identiche per ogni sistema di monitoraggio e controllo, sia esso applicato al
processo per la gestione idrica, del gas o dell’elettricità, le funzioni di questo
gruppo dipendono fortemente dal processo a cui devono essere applicate.
Se si può pensare che, nell’evoluzione dei DMS, molte delle funzioni
tipiche dei sistemi EMS per la gestione delle reti di trasmissione migreranno
o saranno adattate appunto ai DMS, questo passaggio non sarà sempre
banale. A titolo di esempio il problema della stima dello stato ha due
modalità realizzative alquanto differenti. La stima dello stato utilizzata nel
campo delle reti di media tensione, infatti, differisce concettualmente da
quella utilizzata nelle reti di trasmissione, in quanto mentre nel primo caso le
misure disponibili non sono sufficienti per il calcolo di load flow (non
conoscenza in tempo reale dei consumi delle cabine MT/BT), nel secondo
caso, al contrario, la stima dello stato è una procedura di ottimizzazione
basata su un insieme di misure disponibili e ridondanti.
I parametri di controllo dei generatori di media/piccola taglia che possono
essere considerati utili in un DMS/DSO sono diversi. Tra essi vi sono
tensione, fattore di potenza, velocità dei generatori, frequenza, etc. La
potenza deve essere dispacciata essenzialmente in funzione di considerazioni
economiche (prezzo dei combustibili e prezzo dell’energia), condizioni
climatiche e conoscenza del processo produttivo eventualmente associato alla
microrete.
6-3.3 Controllo della velocità e della frequenza
La velocità di rotazione dei generatori è una variabile che può essere
potenzialmente controllata dal DMS. Se così fosse, i generatori presenti nella
microrete potrebbero far fronte a cambiamenti di carico in modo istantaneo.
Un generatore potrebbe prendersi il tempo necessario, dell’ordine di qualche
minuto, per aumentare la propria velocità, mentre gli altri (se presenti)
continuerebbero a erogare potenza a velocità costante modificando la portata
di carburante per soddisfare la variazione di carico.
131
Capitolo 6
Si rimane però dell’avviso che tale compito sia più specifico del
controllore del generatore, anziché del DMS, il quale, avendo come obiettivo
il coordinamento delle singole risorse e di monitoraggio, dovrebbe occuparsi
essenzialmente del dispacciamento della potenza.
È necessario notare, tuttavia, che sarebbe auspicabile il funzionamento a
efficienza massima dei generatori presenti nella microrete. In condizioni di
basso carico, per esempio, sarebbe meglio avere pochi generatori accesi,
operanti ai valori nominali, piuttosto che molti a livelli prossimi al minimo.
La decisione di quante e quali generatori lasciare accesi e quanta potenza far
loro erogare è specifica e propria del DMS in quanto a quel livello si
conoscono le condizioni economiche del processo, le previsioni meteo
unitamente a tutte le altre informazioni utili per prendere una decisione
economicamente vantaggiosa.
L’utilizzo di convertitori elettronici nell’accoppiamento delle sorgenti di
generazione alla rete favorisce anche il controllo della frequenza che può
essere condizionato da strategie di controllo imposte dal DMS.
Gli inverter permettono di impostare la frequenza e regolarla all’interno
della microrete. In modalità di funzionamento in isola la frequenza deve
essere regolata dai generatori e dai relativi inverter, ma non è pensabile che
sia il DMS ad occuparsi di questo compito.
6-3.4 Funzionamento in parallelo alla rete
Quando la microrete è in parallelo alla rete di distribuzione gli unici
segnali di controllo del DMS sono:
la potenza da generare;
il controllo di tensione locale.
Il segnale di potenza può essere un valore “costante” (cioè stabilito a priori
dalla programmazione) o un comando di “inseguimento del carico” in base a
sensori posti sulle partenze a cui sono connesse i generatori.
Il segnale di controllo della tensione serve a regolare la tensione ai nodi
della microrete in cui sono presenti dei generatori. Si devono, inoltre,
verificare alcune condizioni:
qualunque potenza immessa nella rete di distribuzione deve essere a
fattore di potenza unitario;
132
Capitolo 6
nessun controllo di tensione deve interferire con le normali misure
inerenti il controllo di tensione del sistema di distribuzione
6-3.5 Funzionamento in isola
Nell’operare in isola i segnali di controllo provenienti dal DMS saranno,
come prima, la potenza e il profilo di tensione. La regolazione di frequenza e
potenza reattiva sarà effettuata dai controllori delle turbine. I segnali di
controllo dovranno essere abbastanza rapidi, al fine di garantire il
bilanciamento tra carico e generazione ed è desiderabile che siano forniti dai
controllori droop forniti a bordo dei generatori. Il compito del DMS dovrebbe
essere la gestione del distacco carichi all’interno della microrete per il
mantenimento del bilanciamento.
6-3.6 Il controllo del carico termico
La produzione di calore è di solito considerata prioritaria (bene primario),
mentre la potenza elettrica è un bene secondario. Tuttavia, a volte, l’energia
elettrica vale più del calore. In pratica, dunque, la decisione riguardante quale
dei due beni è necessario considerare come primario deve essere basata sui
bisogni e le richieste di chi possiede la microrete.
6-3.7 Il controllo del carico elettrico
Una delle funzioni più economicamente vantaggiose che un DMS può
compiere è la capacità di livellare la curva di richiesta di carico. In generale
vi sono due modi per ottenere questo effetto:
distacco carico;
“load shifting”
Nel primo caso è il DMS che interviene su quelle utenze considerate
interrompibili (in base a considerazioni sul processo o in seguito alla
negoziazione economica di un servizio) disalimentandole, con o senza
preavviso, in modo da far fronte a transitori potenzialmente pericolosi per la
microrete (o per la rete di distribuzione a fronte di una remunerazione del
servizio).
Nel secondo caso è lo stesso DMS o la singola utenza che, in base a
considerazioni economiche a priori decide di spostare i consumi in orari
133
Capitolo 6
caratterizzati da costi dell’energia più bassi. In tal modo, si contribuirebbe a
rendere la curva di carico il più costante possibile, facilitando
l’identificazione della microrete con un carico costante da parte della rete di
distribuzione. Inoltre, il carico può ricoprire un ruolo importante in termini di
sicurezza, come fornitore di servizi ancillari. L’operatore di sistema può
usare il carico come una risorsa per la fornitura di servizi ancillari (ad
esempio la regolazione potenza-frequenza, la riserva, ecc.), oltre che per
poter aumentare considerevolmente la flessibilità nell’esercizio della rete.
Ulteriori possibili applicazioni del controllo del carico sono correlate alla
risoluzione delle congestioni ed alla capacità di trasporto disponibile, concetti
che hanno assunto maggiore importanza nell’ambito della liberalizzazione al
fine di ridurre l’interferenza della rete di trasmissione sul mercato.
6-3.8 Gestione delle unità di accumulo
All’interno della microrete in generale si possono trovare delle unità di
accumulo di energia elettrica.
Tali unità sono ideali per richieste di potenza per brevi periodi, come ad
esempio per l’avviamento di un motore, così come per periodi più lunghi a
fronte di criticità della rete di distribuzione e, più in generale, dell’intero
sistema o per sfruttare le differenze di prezzo delle diverse fasce orarie. Ad
ogni modo, il controllo delle unità di accumulo non può essere sotto la diretta
responsabilità del DMS, principalmente a causa della rapidità di risposta
richiesta a queste risorse in caso di intervento a copertura di buchi di tensione
o fuori servizio improvviso all’interno della microrete.
6-4 I DMS presenti sul mercato
Nei successivi paragrafi è riportata una descrizione sintetica delle funzioni
e dell’architettura dei principali costruttori di DMS/SCADA, ed in
particolare:
1. AREVA;
2. ABB;
3. DMS Group;
4. SIEMENS;
134
Capitolo 6
5. ELSAG DATAMAT.
6-4.1 AREVA
AREVA propone diverse soluzioni di DMS, basate sostanzialmente su una
architettura Windows dotata di diversi moduli. Nel DMS proposto si hanno le
seguenti funzioni:
Network Analysis, per la gestione della rete in condizioni normali di
esercizio;
Network Outage Management, per la gestione dei disservizi;
Network Switching Management, per la gestione dei riconfigurazioni di
rete;
Network Forecast, con la funzione di previsione del carico;
Network SCADA Exchange, con la funzione di interfacciamento allo
SCADA;
Network Analysis, con la gestione della rete in condizioni normali di
esercizio.
6-4.2 ABB
La soluzione proposta ad ABB è basata su una forte correlazione tra lo
SCADA ed il DMS, inteso come l’insieme delle funzioni avanzate per la
gestione delle reti di distribuzione.
Il sistema DMS, denominato Open++ Opera, è basato su - ed
esclusivamente compatibile con - la piattaforma Windows ed è caratterizzato
da una marcata scalabilità. Il database utilizzato come sistema di appoggio di
ciascuna workstation è Microsoft Access e permette analisi con reti di
dimensioni crescenti. Diversamente, lo SCADA, denominato “Micro
SCADA”, è basato su una architettura proprietaria con database real-time.
In sostanza esistono tre ambienti per la gestione del sistema che possono
risiedere su una unica macchina come su macchine diverse:
OperaNE: per la gestione dell’intero progetto e per costruire la rete di
distribuzione;
OperaSA: Opera Server Application per l’interfacciamento allo
SCADA (Micro SCADA per la gestione dei dati real-time);
135
Capitolo 6
OperaWS: per l’operatore per monitorare e operare la rete di
distribuzione.
Queste funzioni dialogano tra loro scambiandosi informazioni e
condividendo complessivamente ciascuno un proprio database che viene
sincronizzato con le dovute tempistiche.
6-4.3 DMS Group
La soluzione proposta è basata sulla piattaforma Windows e la sua
architettura prevede l’integrazione con uno SCADA in quanto il prodotto, pur
possedendo le funzioni proprie di un DMS avanzato, non prevede la presenza
di uno SCADA proprietario. Questo DMS utilizza, infatti, un particolare
layer per interfacciarsi agli SCADA presenti in campo. In particolare, utilizza
le soluzioni di collegamento ai database relazionali basati su UDP (Universal
Datagram Protocol),TCP/IP, Open Network Computing Remote Procedure
Call (ONC RPC), Distributed Component Object Model (DCOM), Common
Object Request Broker Architecture (CORBA), Open Database Connectivity
(ODBC) per quanto riguarda il collegamento allo SCADA per recuperare i
dati e un middleware (DCOM, CORBA) per la restituzione dei dati allo
SCADA nel caso la soluzione richieda anche la visualizzazione delle
applicazioni di DMS nell’ambiente SCADA esistente. In sostanza esistono
due database (uno per il DMS e uno per lo SCADA) che vengono mantenuti
sincronizzati.
6-4.4 SIEMENS
SIEMENS propone il prodotto SINAUT Spectrum come DMS ed EMS,
differenziandone le caratteristiche e le funzionalità a seconda dell’utilizzo. Il
sistema integra le funzionalità di SCADA e di DMS/EMS in un’unica
soluzione. Le funzioni onerose da un punto di vista computazionale sono
separate su calcolatori differenti mentre le funzioni critiche sono supportate
da calcolatori di backup (“hot standby backup”) per garantire efficienza e
affidabilità. Il sistema soddisfa alcuni standard industriali per quanto
concerne le comunicazioni, le interfacce grafiche, i sistemi operativi e i
sistemi di database: IEEE POSIX (sistemi operativi), OSF/MOTIF
(interfacce grafiche), SQL2 (database), TCP/IP (comunicazioni internet) e
136
Capitolo 6
IEC 60870-5 e -6 (TASE.2). Oltre a ciò lo strumento supporta funzionalità di
building automation (European Installation Bus ora standard KNX). Il
sistema, inoltre, ha la possibilità di interfacciarsi con i più comuni sistemi
GIS.
Le funzioni di EMS integrano le funzioni già esposte, tipiche del DMS e
che riguardano l’analisi di rete, con l’aggiunta dell’optimal power flow, e si
completano con la gestione della generazione (controllo e programmazione) e
con le funzionalità di addestramento degli operatori.
6-4.5 ELSAG DATAMAT
L’esperienza di ELSAG in questo campo viene direttamente dalla
progettazione di SCADA per tipologie di processo anche non di distribuzione
dell’energia elettrica, dalla realizzazione del DMS di ENEL e di un EMS per
uno Stato nel Medio Oriente. Il prodotto di ELSAG, dunque, si presenta
come un sistema unico, progettato fin dall’inizio a partire dai livelli
gerarchici più bassi, lo SCADA, fino ad arrivare alle diverse applicazioni di
DMS o EMS a seconda delle esigenze. Si basa su un database real time
proprietario e compatibile, in esportazione e importazione, con i database
Oracle. Il database è replicato su più macchine, in modo che sia possibile
effettuare un riavvio rapido a partire da un’unica macchina nel caso di guasti
o disservizi informatici. La visualizzazione grafica possiede tutti i requisiti
richiesti ad un sistema di distribuzione (quale quello ENEL). Il sistema
soddisfa i principali standard industriali per quanto concerne le
comunicazioni, le interfacce grafiche, i sistemi operativi e i sistemi di
database.
137
Capitolo 7.
EMS neurale
Lo scopo di questo capitolo è presentare l’EMS neurale realizzato; in
particolare, dopo aver brevemente descritto le reti neurali, che costituiscono
la tecnica di risoluzione adottata, si descrive il funzionamento dell’EMS
implementato. I risultati dei test sono riportati nel capitolo successivo.
7-1 Le reti neurali
Gli odierni sistemi di elaborazione dell’informazione hanno compiuto
notevoli prodigi: le macchine hanno automatizzato perfettamente processi
considerati tipicamente di perti-nenza umana, quali recuperare informazione
in un archivio ed eseguire calcoli. In questo contesto, le reti neurali sono
modelli matematici che tentano di emulare il sistema nervoso centrale umano
[23]. Lo scopo di tale struttura è realizzare i meccanismi di apprendimento
del cervello umano, facendo in modo che la rete interagisca con l’ambiente
esterno senza l’intervento umano. Le reti neurali sono quindi la conseguenza
del desiderio umano di capire il funzionamento del cervello ed emulare il suo
comportamento.
Una rete neurale classica (ANN, artificial neural network) è composta da
strati di unità elementari (neuroni) variamente interconnessi; in altri termini,
la rete neurale può essere vista come un sistema dinamico avente la topologia
di un grafo orientato con nodi (i neuroni artificiali) ed archi (i pesi sinaptici),
con il termine “rete” riferito alla topologia dei collegamenti tra neuroni [23].
139
Capitolo 7
EMS neurale
Un neurone può essere semplicemente rappresentato con lo schema di figura
Fig. 7-A; ad ogni input xi è associato un peso wi con valore positivo
(negativo) per eccitare (inibire) il neurone, con il bias b che varia la soglia di
attivazione del neurone stesso. L’uscita y del nodo è data da:

 
y = f  ∑ wi xi  − b 
 
 i
dove f è la funzione di attivazione. Lo stato di un neurone, quindi, è calcolato
attraverso una sommatoria pesata dei suoi ingressi, con l’uscita determinata, a
partire dallo stato interno, valutando un’opportuna funzione di attivazione (o
di trasferimento).
Fig. 7-A Il neurone artificiale
In generale, per le applicazioni con reti neurali con segnali continui, la
funzione di attivazione è quella sigmoide, data in fig. Fig. 7-B, variabile tra 0
e 1, data da:
1
f (a) =
1 + e−a
I neuroni sono distribuiti e connessi in base al tipo di rete: la struttura più
diffusa è quella feed-forward MLP (MultiLayer Perceptron, data in figura
Fig. 7-C), formata dalla sovrapposizione di vari perceptron: il livello di input
non contiene neuroni, mentre ognuno di questi è collegato solamente con tutti
quelli dello strato precedente e successivo. Nelle reti di tipo feed-forward
(“propagazione in avanti”), il segnale si propaga da un input ad un output,
mentre nelle reti ricorrenti o di tipo feedback si ha anche una “retroazione”.
140
Capitolo 7
EMS neurale
Fig. 7-B Funzione di attivazione sigmoide o logistica
Fig. 7-C Rete neurale feed-forward
Nelle reti neurali, tutti gli schemi computazionali proposti sono di scarso
interesse senza il paradigma centrale dell’apprendimento, ispirato al
corrispondente paradigma neurobiologico. La struttura della rete (numero di
neuroni che la costituiscono e relativi pesi sinaptici), infatti, è determinata
nella fase di addestramento (training) [23].
In questo processo, per ogni ingresso dato alla rete, viene anche fornito un
riferimento (target) che deve essere uguagliato dall’uscita della rete al
termine dell’allenamento.
Il backpropagation è l’algoritmo di addestramento più utilizzato, utile per
calcolare il gradiente anche se, in realtà, il termine backpropagation è usato
per descrivere tutto l’addestramento di una rete neurale feed-forward, usando
141
Capitolo 7
EMS neurale
il metodo del gradiente. L’addestramento, in questo caso, si sviluppa in due
fasi: nella prima si valutano le derivate rispetto ai pesi, mentre nella seconda
le derivate sono usate per determinare gli aggiustamenti ai pesi attraverso il
passo di discesa. Il backpropagation è un algoritmo lento che può finire
intrappolato in un minimo locale; esistono tuttavia tecniche che aumentano la
velocità di convergenza verso il minimo assoluto di E.
Un training set è l'insieme degli esempi utilizzati per l’addestramento.
Una rete neurale addestrata con il backpropagation tende quindi a
minimizzare l'errore sul training set, cercando di diminuirlo ad ogni ciclo
(epoca); in questo modo, la rete non impara ad associare ogni input ad un
particolare output, ma impara a riconoscere la relazione tra ingressi ed uscite,
per quanto complessa possa essere. La rete è a questo punto una scatola nera,
che non determina esplicitamente la formula matematica che correla input e
output (se esiste), ma permette di ottenere risposte indicative a partire da dati
non compresi nel training set; questa caratteristica delle reti neurali è detta
potere di generalizzazione.
Nei protocolli di apprendimento considerati fino a questo punto, si è
assunto che l’apprendimento consista nella sola variazione dei pesi su una
rete neurale con architettura predefinita. Il principio di indeterminazione
suggerisce, tuttavia, che la definizione stessa dell’architettura può
ragionevolmente costituire oggetto del processo di apprendimento. Tale
assunzione, che ha solide basi neurobiologiche, conduce dunque allo studio
di algoritmi atti creare e cancellare connessioni sinaptiche oltre che a variarne
il peso corrispondente. Non esiste un criterio preciso per determinare a priori
le dimensioni ottimali della rete: per questo si procede spesso per tentativi,
effettuando l’addestramento di reti con dimensioni via via crescenti
(growing) o decrescenti (pruning). Il problema del corretto dimensionamento
si pone per ridurre l’onere di calcolo ed il costo dell’eventuale realizzazione
hardware, anche perché una rete con dimensioni eccessive è soggetta al
sovrapprendimento (overfitting): la rete riconosce molto bene gli esempi
d’apprendimento, ma le prestazioni degradano di molto anche su esempi di
poco differenti da quelli appresi. Per attenuare il fenomeno dell’overfitting è
possibile, ad esempio, adottare il metodo della cross-validation, che prevede
di suddividere i dati a disposizione in due sottoinsiemi: training set e
validation set, con il primo usato per calcolare il gradiente e aggiornare pesi e
142
Capitolo 7
EMS neurale
bias [23]. Durante il processo di addestramento si calcola l’errore sul
validation set (Fig. 7-D), che di solito diminuisce durante la prima fase di
addestramento, come quello sul training set; quando comincia l’overfitting,
l’errore sul validation set tipicamente comincia a salire: da quel punto la rete
sta imparando il training set e non il modello statistico. Per tali ragioni, è
⌢
necessario fermare l’apprendimento al valore τ (minimo di E), rispetto al
validation set (Fig. 7-D).
Fig. 7-D Overfitting e cross-validation
7-1.2 Reti neurali ed EMS
Le reti neurali sono utilizzate nei sistemi di potenza da molti anni; tra le
varie applicazioni possibili, si ricordano quelle relative alla previsione dei
carichi, alla stabilità delle tensioni ed alla diagnostica (classificazione dei
guasti) nei sistemi elettrici. In questo lavoro si è sviluppato un Energy
Management System (EMS) neurale per il controllo e la gestione delle
microreti di distribuzione.
L’utilizzo delle reti neurali in un EMS è interessante e vantaggioso per
varie ragioni, tra le quali si ricordano, l’elevata capacità computazionale, la
minore complessità realizzativa, i minori tempi di realizzazione del software
necessario ed i bassi tempi di elaborazione, utile per applicazioni di controllo
in tempo reale. Inoltre, da un punto di vista generale, l’elevato livello di
complessità che può raggiungere un EMS può condurre all’assenza di un
legame tra le grandezze in ingresso e uscita: in tal caso l’utilizzo delle reti
neurali è fondamentale.
143
Capitolo 7
EMS neurale
D’altra parte, le reti neurali richiedono la fase di apprendimento, per il
quale è necessario creare degli opportuni esempi su cui la rete basa le proprie
capacità di generalizzazione. Tuttavia, il processo di apprendimento, se
eseguito correttamente, è fatto solamente nella fase di realizzazione
dell’EMS. Solo in caso di profondi cambiamenti nella microrete potrebbe
essere necessario eseguire l’addestramento in tempi successivi, ma, in
modelli più elaborati, tale problema potrebbe essere risolto con un sistema di
“auto-addestramento” della rete neurale nei confronti della microrete e/o di
altri fattori.
7-2 L’EMS neurale realizzato
Un EMS, come si è visto nel relativo capitolo, è l’unità fondamentale della
microrete. In base alle grandezze prese in considerazione per la gestione della
microrete, si possono raggiungere anche elevati livelli di complessità.
In questo lavoro è stato sviluppato un EMS neurale “base” per la gestione
della microrete, mediante una struttura feed-forward multistrato (MLP,
MultiLayer Perceptron). Il sistema in oggetto riceve in ingresso le seguenti
informazioni:
dati Borsa Elettrica (prezzo di acquisto e vendita dell’energia);
topologia della rete (linee e/o generatori eventualmente fuori servizio);
situazione meteo (vento previsto);
domanda termica (in termini di potenza minima per i generatori
preposti alla cogenerazione);
carichi (attivi e reattivi).
mentre le grandezze prodotte in uscita sono le seguenti:
i livelli di produzione dei singoli generatori, tenendo conto dei limiti di
produzione legati alle condizioni meteo (nel caso di produzioni da
fonte rinnovabile, come eolico e/o solare) ed alla domanda termica
(per la cogenerazione);
le offerte di acquisto o vendita dell’energia, in termini di coppia
prezzo-quantità, da inviare alla Borsa Elettrica;
i livelli di produzione dei banchi condensatori (potenza reattiva).
144
Capitolo 7
EMS neurale
7-2.1 Creazione dei pattern di addestramento.
I pattern di addestramento, fondamentali per la creazione di qualsiasi rete
neurale, come si è visto nei paragrafi precedenti, sono stati creati con il
metodo OPF (Optimal Power Flow) applicato alla microrete.
Il termine Optimal Power Flow, come noto, definisce un tool di
ottimizzazione software per adattare i flussi di potenza in un rete elettrica al
fine di raggiungere un valore ottimo per la funzione obiettivo predefinita
(costi e/o perdite). Gli algoritmi OPF, a differenza degli altri di questo tipo
(quali, ad esempio, quelli classici di dispatching), hanno la caratteristica
fondamentale di integrare il modello e la topologia della rete al loro interno.
L’algoritmo OPF più diffuso è sicuramente quello di Newton, grazie
all’elevata velocità computazionale.
In generale, il problema OPF può essere definito nel seguente modo:
min { f ( x )}
funzione obiettivo
soggetta ai vincoli
hi ( x ) = 0 i = 1,..., m
m vincoli uguaglianza
g j ( x ) ≤ 0 j = 1,..., n
n vincoli disuguaglianza
dove la funzione obiettivo è il costo complessivo di generazione, i vincoli
di uguaglianza sono le equazioni di load flow, mentre quelli di
disuguaglianza sono relativi ai limiti massimi e minimi di generazione e/o
tensione ai nodi.
Per la risoluzione del problema OPF, e la conseguente creazione degli
esempi di addestramento della rete neurale, si è costruito uno script
MATLAB basato su MATPOWER, un package per lo studio dei sistemi
elettrici [24]. Schematicamente, lo script realizzato (con la conseguente
soluzione dell’OPF) può essere visto come un blocco (fig. Fig. 7-E), che a
partire da varie grandezze in ingresso, produce il set di addestramento per la
rete neurale.
I dati IPEX (Fig. 7-E) sono i prezzi di acquisto e vendita dell’energia in
Borsa (IPEX); per la creazione degli esempi si sono utilizzati valori estratti
casualmente dagli 8.760 disponibili (prezzi orari in un anno), ricavati dai dati
disponibili sulla Borsa Elettrica Italiana. Lo stato delle linee è stato ricavato
in modo casuale secondo le singole probabilità di guasto. Lo stato delle linee
145
Capitolo 7
EMS neurale
è riassunto mediante una sequenza di bit, di lunghezza pari al numero delle
linee in esame, dove ognuno di questi è pari a 1 se la linea è in servizio
mentre è 0 se la linea è fuori servizio. Lo stato dei generatori-rete è stato
ricavato in modo casuale considerando una probabilità di guasto, per il
singolo generatore e la rete esterna, pari al 4%, seguendo le indicazioni
riportate in letteratura. Lo stato dei generatori-rete, analogamente a prima, è
ancora una sequenza di bit, di lunghezza pari al numero di generatori
considerati più uno (la rete esterna), dove ogni singolo bit è pari a 1 se il
generatore (o la rete) è in servizio, mentre è 0 se il generatore (o la rete) è
fuori servizio.
Fig. 7-E Script MATLAB: schema a blocchi
Il coefficiente G1 (Fig. 7-E) determina, moltiplicato per la relativa potenza
nominale, la potenza massima erogabile dai generatori da fonte rinnovabile.
Nel caso in esame, si fa riferimento ai generatori eolici; per questo motivo, i
dati relativi al vento sono estratti casualmente secondo una distribuzione di
Weibull, con fattore di forma k = 2 (la distribuzione di Weibull, in questo
caso, è più correttamente detta di Rayleigh). Il coefficiente G1 (variabile tra 0
e 1) è successivamente calcolato in base alla producibilità ammessa. Il
coefficiente G4min determina, moltiplicato per la relativa potenza nominale,
la potenza minima erogabile dai generatori in cogenerazione; tale fattore si
considera proporzionale alla domanda termica.
I carichi sono i valori di potenza attiva e reattiva per i singoli nodi di
carico; per tutti i carichi si ipotizza una distribuzione di probabilità gaussiana.
146
Capitolo 7
EMS neurale
In uscita dal blocco si ha il set di addestramento della rete neurale, in
termini di coppie ingresso-uscita per la rete.
7-2.2 Definizione della rete neurale.
L’EMS è costituito da una rete neurale che, dato in ingresso l’insieme IN
definito al paragrafo precedente, restituisce un corrispondente insieme OUT.
La rete utilizzata è del tipo feed-forward, con il layer di input che ha tanti
nodi quanti sono gli ingressi. Le funzioni di attivazione sono quella
sigmoidale (tansig) per lo strato interno e quella logaritmica (logsig) per lo
quello di uscita. Tali valori sono stati determinati sperimentalmente,
osservando il comportamento della rete durante l’addestramento.
L’addestramento della rete neurale, applicando la cross-validation, è
basato sugli 8.760 esempi generati, utilizzando una parte (5.840 esempi) per
il training (addestramento) ed il restante (2.920 esempi) per la validazione. La
rete è addestrata utilizzando MATLAB, secondo lo script descritto in
precedenza. Si è scelto di utilizzare una rete feed-forward con 2 strati, con il
secondo strato che deve avere un numero di neuroni pari al numero delle
uscite: l’unico “grado di libertà” è perciò costituito dal numero di neuroni
dello strato interno. La determinazione di tale numero è fatta per tentativi,
scegliendo la rete migliore, con una tecnica di adding: si parte cioè da un
singolo neurone, aumentando di volta in volta di una sola unità, fino a trovare
il numero che rende minimo l’errore. Nell’addestramento (eseguito mediante
la funzione train), i pesi assumono inizialmente valori determinati
casualmente, con gli esempi presentati alla rete in ordine casuale. Per ogni
esempio è calcolata l’uscita in base ai pesi correnti; il valore così ottenuto è
confrontato con il valore obiettivo (target) ed i pesi sono opportunamente
corretti mediante una procedura di retropropagazione (backpropagation): si
procede così per un’epoca, mantenendo costanti i valori finali dei pesi, fino al
calcolo di un errore globale; se esso è minore di quello ottenuto alla fine
dell’epoca precedente, i valori dei pesi vengono salvati e s’inizia un’altra
epoca, mentre se non c’è stato miglioramento, vengono ripresi gli ultimi pesi
salvati e l’addestramento continua. Effettuato l’addestramento per 10 epoche,
si compie la validation della rete (simulando la rete); se l’errore sul validation
non sta aumentando l’addestramento prosegue per altre 10 epoche, e così via,
fino ad un massimo di 500 epoche. Il procedimento appena descritto, fatto
147
Capitolo 7
EMS neurale
tenendo costante il numero di neuroni N dello strato interno, è ripetuto
aumentando progressivamente il valore di N, fino a quando l’errore tende ad
aumentare. A questo punto, si ritiene di aver raggiunto un ottimo locale: le
caratteristiche della rete sono salvate su file, e la rete può essere ricaricata
nelle successive fasi di verifica.
Per quanto riguarda i parametri relativi all’addestramento, si è usato
l’algoritmo di training Levenberg-Marquardt backpropagation, con un la rete
valutata secondo la funzione di performance mse (errore quadratico medio);
l’obiettivo (goal) per tale valore è stato fissato pari a 0,0189, considerando un
margine di errore sui costi (o guadagni) complessivi di 10 € ed una tolleranza
sulle potenze di 3 kW e 3 kVar.
148
Capitolo 8.
Individuazioni dei siti ottimali
per l’allocazione di GD
Uno degli aspetti tipici del problema della pianificazione è rappresentato
dalla individuazione dei siti ottimali per la connessione della Generazione
Distribuita (GD) alla rete esistente. Una volta fissata la struttura della rete e
noti i carichi, l’individuazione dei punti in cui è più vantaggioso connettere
nuove unità GD è di estremo interesse per il pianificatore.
Con particolare riferimento alle microreti, un primo problema che si deve
affrontare nella realizzazione di tale struttura, è sicuramente quello di
ricavare numero, taglia e posizione ottima dei generatori. In generale, le
microreti di taglia più piccola, soprattutto nella fase iniziale del mercato,
sono più economici e più semplici da gestire tenendo conto anche del minor
personale necessario. Un’ulteriore aspetto generale prevede di aggregare la
domanda in modo tale che due o più generatori siano di taglia confrontabile
rispetto al carico. In ogni modo, poiché le scelte possono essere sempre
troppo ristrette al caso in esame, è facile capire come ci si trova di fronte
quindi ad un problema di allocazione ottima, inclusi i dispositivi necessari ed
i contratti per lo scambio di energia con la rete.
Lo scopo del presente capitolo è presentare le tecniche di ottimizzazione
realizzate al fine di definire l’allocazione di GD, con particolare riferimento
al metodo adottato, costituito dagli Algoritmi Genetici.
149
Capitolo 8
Individuazioni dei siti ottimali per l’allocazione di GD
8-1 Definizione del problema
Il problema dell’allocazione ottima della GD si presenta quindi alquanto
complesso, dato l’elevato numero di nodi che possono comporre una generica
rete di distribuzione (o microrete) e la corrispondente dimensione dello
spazio delle possibili soluzioni che deve essere investigato; in particolare
quest’ultima aumenta in maniera esponenziale col numero di nodi. Il
problema è ulteriormente complicato dalla necessità che ogni soluzione
venga generata nel rispetto di tutti i vincoli ambientali e tecnici, tra i quali il
profilo di tensione e il livello delle correnti di cortocircuito nei nodi della
rete. Occorre inoltre sottolineare che, allo scopo di massimizzare i benefici
globali derivanti dalla presenza di GD in rete, oltre ad individuare i punti
migliori per la connessione alla rete della GD (siting problem) è anche utile
determinare la taglia ottimale dei generatori da installare (sizing problem).
Questo comporta la necessità di eseguire contemporaneamente due diverse
ottimizzazioni, aumentando considerevolmente il numero di possibili
configurazioni che devono essere esaminate.
L’elevato numero di configurazioni che è necessario esaminare per
risolvere contemporaneamente il problema dell’allocazione ottima della GD
su una rete di distribuzione e dell’individuazione della migliore taglia per
ciascuna unità di generazione, nonché la natura discreta di molte delle
variabili che influenzano la funzione obiettivo, concorrono ad escludere come
possibile algoritmo di localizzazione le tecniche classiche di ottimizzazione,
come ad esempio la ricerca di una forma analitica chiusa della funzione
obiettivo e la determinazione matematica del suo minimo assoluto, oppure
l’applicazione di tecniche enumerative, che esaminino in maniera quasi
esaustiva tutte le possibili configurazioni di rete. Infatti, la prima possibilità
si dimostra estremamente complessa anche per reti di modeste dimensioni,
dato il gran numero di parametri da considerare e la natura discreta della
maggior parte delle variabili in gioco. La seconda eventualità risulta
chiaramente inapplicabile perché richiederebbe oneri di calcolo, in termini di
tempo di elaborazione e di impegno di memoria, assolutamente inaccettabili.
Per questi motivi si ricorre alla famiglia dei metodi di ottimizzazione
euristici, ossia ad algoritmi specializzati che, attraverso la limitazione dello
spazio delle possibili soluzioni e/o l’implementazione di regole di ricerca di
150
Capitolo 8
tipo casuale combinate ad un sistema di penalizzazioni per le soluzioni
peggiori e di premi per quelle migliori, consentono di individuare una
soluzione soddisfacente in tempi di calcolo accettabili. È bene osservare che
questi algoritmi non assicurano l’individuazione dell’ottimo assoluto ma,
almeno dal punto di vista teorico, tendono asintoticamente ad esso.
Tra tutte le possibili tecniche di ottimizzazione classificabili come
euristiche, sono stati scelti gli Algoritmi Genetici, perché sono sembrati
quelli meglio adattabili al problema in esame. Per i richiami teorici su tali
algoritmi si rimanda al paragrafo 8-3; di seguito si ricordano brevemente le
scelte di implementazione adottate nel software, sviluppato nel corso degli
anni dal Gruppo di Sistemi Elettrici per l’Energia dell’Università di Cagliari,
ed opportunamente modificato per gli studi in esame.
8-1.1 La codifica del problema
Un aspetto fondamentale dell’applicazione degli Algoritmi Genetici è
costituito dalla codifica del problema che si vuole ottimizzare.
Ogni soluzione (individuo) del problema è stata rappresentata con un
vettore P di dimensione pari al numero N di cabine primarie e secondarie
presenti nella rete di distribuzione. Non è stata usata una codifica binaria
(ossia ogni elemento del vettore P assume solamente i valori 0 o 1), ma è
stato adottato un alfabeto costituito da numeri interi, comprensivo dello zero
(0, 1, 2, …). I numeri diversi da zero sono associati ad una taglia che viene
prefissata dall’operatore prima dell’inizio della procedura di ottimizzazione.
Il numero complessivo di taglie prefissate è Tg. Il valore assunto da ogni
elemento viene interpretato dal programma nel seguente modo:
P(i) = 0
: nel nodo i-esimo non è presente alcuna unità GD;
P(i) = 1, … Tg
: nel nodo i-esimo è presente una unità GD con taglia
corrispondente al valore assunto da P(i). Ad esempio,
se P(i) = 1 l’unità GD è da 100 kW, se P(i) = 2 l’unità
GD è da 200 kW, … .
Questa codifica non comporta alcuna ambiguità nella valutazione della
funzione obiettivo di ciascuna soluzione, in quanto la struttura della rete è
fissata e quindi, una volta note le posizioni e le taglie delle unità GD, il
calcolo dei costi e la verifica dei vincoli tecnici risulta automatica (Fig. 8-A).
151
Capitolo 8
Legenda
16
15
13
7
Nodo di Dorsale
17
12
5
1
2
9
6
Nodo di Laterale
18
4
21
19
11
10
Taglie GD
Tg = 3
1
200 kW
2
500 kW
3
1000 kW
Stazione AT/MT
14
8
GD
Rami di Dorsale
20
22
23
Rami di Laterale
3
Ramo di emergenza
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
0
0
0
0
0
0
0
0
1
CP
0
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
1
GD
Fig. 8-A Codifica del problema di allocazione della GD nelle reti di distribuzione.
8-1.2 Implementazione degli Operatori Genetici
La procedura di selezione impiegata è stata quella denominata Remainder
stocastic selection without replacement, descritta nel paragrafo 8-3, in grado
di garantire i migliori risultati. Come operatore di ricombinazione è stato
usato il Crossover Uniforme, in quanto ha consentito di esplorare più
efficacemente lo spazio delle possibili soluzioni. La probabilità di Crossover
è stata assunta prossima all’unità. Per quanto riguarda infine la mutazione,
ogni elemento dei vettori soluzione può variare il proprio valore all’interno
dell’alfabeto precedentemente descritto (da 0 a Tg) con una probabilità
compresa nell’intervallo 0,005 ÷ 0,01.
8-2 Definizione della F.O. adottata
Affinché un qualunque algoritmo di ottimizzazione possa funzionare
correttamente è fondamentale definire appropriatamente la funzione obiettivo
che si vuole ottimizzare.
Nella versione originale del software di allocazione della GD si prendeva
in esame come funzione obiettivo il costo globale della rete di distribuzione
(costi di investimento, perdite, disservizi e di energia da GD). Per gli studi
effettuati, invece, si è adottata una funzione obiettivo composta dalla somma
dei seguenti termini:
152
Capitolo 8
1. costo di investimento, che tiene conto dei costi di costruzione delle
linee nuove e di adeguamento di quelle esistenti, del costo di
sostituzione di alcune apparecchiature (interruttori e trasformatori),
nonché del costo di installazione degli eventuali automatismi di rete;
2. costo delle perdite per effetto Joule sulle linee elettriche;
3. costo dei disservizi, dovuto sia alle interruzioni lunghe subite dagli
utenti e legate convenzionalmente ad un costo unitario dell’energia
non fornita, sia alla mancata qualità del servizio, legata alle
interruzioni brevi ed ai buchi di tensioni misurati su ciascun nodo della
rete;
4. costo di acquisto dell’energia in rete, ottenuto in base all’energia
necessaria ad alimentare i carichi e non sufficiente da parte della GD
installata;
5. costo di produzione dell’energia da GD, legato essenzialmente al
costo di produzione dei singoli generatori;
6. costo dell’energia termica prodotta con sistemi diversi dalla
cogenerazione (caldaia equivalente);
7. costo dell’energia termica prodotta da cogenerazione;
8. costo per l’installazione della GD, dipendente dalla potenza installata;
9. costo per la realizzazione della rete di teleriscaldamento, in funzione
della lunghezza dei tratti.
Come si può notare, nella versione originale (primi cinque punti
dell’elenco precedente), la funzione obiettivo non teneva conto dell’energia
termica necessaria ai carichi e prodotta dagli eventuali cogeneratori presenti
nella rete. Per questo motivo la funzione obiettivo è stata corretta
aggiungendo i seguenti termini:
il costo dell’energia termica prodotta con sistemi diversi dalla
cogenerazione (caldaia equivalente);
il costo dell’energia termica prodotta da cogenerazione;
il costo per l’installazione della GD;
il costo per la realizzazione della rete di teleriscaldamento.
Il programma calcola il fabbisogno annuo di energia (elettrica e termica)
richiesta dai carichi presenti nella rete, opportunamente incrementata tenendo
conto dei tassi di crescita, nonché l’energia annua prodotta (elettrica e
termica) dalle unità GD installate. A questo punto, eseguendo una semplice
153
Capitolo 8
differenza, si può conoscere l’ammontare di energia elettrica che deve essere
acquistata ed il totale di energia termica da produrre con altri sistemi
equivalenti. I costi di energia elettrica e termica vengono poi ottenuti
moltiplicando i rispettivi quantitativi di energia per i corrispondenti costi
unitari. In particolare, occorre osservare che il costo di produzione
dell’energia termica è sempre nullo, in quanto il costo di produzione è già
considerato nella voce del costo di produzione (punto 5 del precedente
elenco). La valutazione delle energie e dei relativi costi è fatta per ogni
intervallo di discretizzazione delle curve giornaliere.
Tutti i termini della funzione obiettivo sono correttamente attualizzati
all’anno di inizio dello studio.
8-3 Gli algoritmi genetici
Sviluppati da John Holland (1971), con la collaborazione di alcuni
colleghi e studenti dell'università del Michigan, gli algoritmi genetici sono
stati applicati ad un insieme molto grande di problemi fra loro anche molto
differenti.
I risultati di queste ricerche hanno mostrato l'elevato grado di robustezza
di questo metodo di ricerca rispetto ai metodi classici indicati in letteratura.
Infatti mentre metodi specializzati, come quello del gradiente, ottengono
ottimi risultati nelle proprie ristrette classi di problemi, essi diventano
altamente inefficienti altrove; viceversa i metodi enumerativi e quelli a
cammino casuale possono presentare una eguale inefficienza al variare della
classe dei problemi esaminati. Un metodo robusto raggiunge invece un
livello relativamente alto di prestazioni in tutto il campo dei problemi,
sacrificando un risultato ottimo per un problema particolare (sarà comunque
sempre possibile combinare un metodo generale robusto con un metodo
locale specializzato). Di questo tipo sono proprio gli Algoritmi Genetici
(AG), che non sono metodi casuali, ma impiegano delle scelte casuali come
strumento di guida per una migliore esplorazione del campo.
Questa caratteristica di robustezza degli AG si può individuare in quattro
punti fondamentali che li differenziano dagli altri metodi tradizionali di
ottimizzazione:
154
Capitolo 8
lavorano con una codifica dell'insieme dei parametri e non con i
parametri stessi;
lavorano con una popolazione di punti (soluzioni) e non con un
singolo punto;
usano l'informazione della funzione obbiettivo senza richiedere
derivate o altre conoscenze ausiliarie;
usano regole di transizione probabilistiche e non deterministiche.
8-3.1 La filosofia degli algoritmi genetici canonici
Gli algoritmi genetici sono metodi di ottimizzazione che cercano di
imitare il meccanismo secondo cui la selezione naturale ha prodotto
organismi capaci di sopravvivere negli svariati e sempre mutevoli ambienti
della Terra. In particolare è noto che, nel corso di diverse generazioni, solo
gli individui che meglio si adattano all'ambiente in cui vivono riescono a
sopravvivere e a trasmettere le loro caratteristiche genetiche alle generazioni
successive.
Gli AG operano su un insieme (popolazione) di possibili soluzioni
(individui) di un generico problema, applicando criteri di selezione e
riproduzione che portano a generare nuove soluzioni (figli) contenenti le
informazioni delle soluzioni da cui hanno avuto origine (genitori).
Ovviamente quanto migliore risulta la soluzione tanto maggiori sono le
possibilità che ha per riprodursi e trasmettere così le proprie caratteristiche ai
figli.
La strategia seguita dagli AG è molto semplice. Il primo passo richiesto
per implementare questi algoritmi è la realizzazione della codifica di una
potenziale soluzione in una semplice struttura dati di tipo cromosomico
(generalmente un vettore) nel quale ogni elemento (gene) è rappresentato
attraverso uno specifico alfabeto (normalmente binario). Una volta che la
popolazione iniziale è stata generata in maniera casuale, ogni soluzione viene
valutata attraverso la funzione obiettivo e ad essa viene associato un valore
(fitness value) che ne riflette lo stato di salute. Questo valore viene
determinato attraverso una funzione di salute o Fitness Function (F.F.),
strettamente correlata alla funzione obiettivo. Talvolta nessuna distinzione
viene fatta tra le due funzioni, ma viene usata direttamente la funzione
obiettivo.
155
Capitolo 8
Per garantire un miglioramento della popolazione, in ogni generazione un
operatore di selezione fa si che le soluzioni con un più alto valore della
Fitness Function abbiano maggiori possibilità di riproduzione. A questo
punto alcuni individui vengono accoppiati e incrociati attraverso l'operatore
di crossover per produrre figli (offspring), che poi andranno a sostituire
alcuni dei vecchi individui della popolazione. Infine i figli così generati
possono subire una mutazione, che implica una selezione con una probabilità
molto bassa di un gene e il cambiamento del simbolo contenuto in esso con
un altro simbolo dell'alfabeto in uso.
Una volta che l'azione dei tre operatori fondamentali è stata completata,
gli individui prodotti vengono valutati e confrontati con i loro genitori. Se
l'AG appartiene alla categoria Generational (generazionale), i figli
sostituiranno tutti i genitori, andando a costituire la nuova popolazione; se al
contrario l'AG appartiene alla categoria Steady State (stato costante), i figli
sostituiranno i genitori solo se migliori.
Quanto appena illustrato costituisce la descrizione dell'algoritmo genetico
canonico che fa riferimento al modello introdotto da Holland; in una più
ampia interpretazione del termine, si può intendere come algoritmo genetico
un qualsiasi modello basato su una popolazione di individui che utilizzi
operatori di selezione e ricombinazione per generare nuovi punti campione
(soluzioni) in uno spazio di ricerca. In questa ottica si può parlare più in
generale di Strategie Evolutive (Evolution Strategies - ES), che sono
descrivibili mediante due schematizzazioni: nelle strategie evolutive (µ+λ),
in cui rientrano gli algoritmi genetici a stato costante, µ genitori (parents)
producono λ discendenti (offspring); la popolazione viene riportata
nuovamente a µ genitori selezionando le migliori soluzioni (individui) nel
confronto tra genitori e figli; nelle strategie evolutive (µ, λ) invece i λ
discendenti rimpiazzano integralmente i µ genitori. A questa seconda classe
appartengono gli algoritmi genetici generazionali.
8-3.2 Descrizione degli operatori fondamentali
L’operatore di selezione ha il compito di individuare quali individui (e
quante volte) potranno riprodursi, trasmettendo così le loro informazioni
genetiche alla successiva generazione. E' chiaramente una versione artificiale
156
Capitolo 8
della selezione naturale, ossia una sopravvivenza Darwiniana degli elementi
più adatti tra tutti quelli generati.
Il più semplice metodo per realizzare questo operatore è quello di creare
una sorta di "ruota della roulette pesata" (Biased roulette wheel), dove ogni
individuo della popolazione ha una porzione della ruota proporzionale al suo
fitness value. In pratica, calcolando la probabilità di ciascun individuo di
essere selezionato come rapporto tra il proprio valore di F.F. e la somma
complessiva dei valori di F.F. di tutta la popolazione, ciascun individuo verrà
estratto casualmente, ma rispettando sempre questa probabilità. Quindi più
grande sarà questa probabilità (maggiore bontà dell'individuo), più alto sarà il
numero dei suoi figli nella successiva generazione.
Molti ricercatori hanno studiato soluzioni alternative per questo operatore,
cercando di ridurre gli errori stocastici associati al metodo sopra descritto. Il
metodo che si è dimostrato più efficiente e che è diventato il più largamente
usato, è noto con il nome di Remainder stocastic selection without
replacement: per ogni individuo della popolazione si calcola il numero di
riproduzioni atteso, come rapporto tra il suo valore ed il valore medio della
F.F. della popolazione. La parte intera di questo numero è considerata come
numero certo di riproduzioni; la parte frazionaria è invece trattata come
probabilità. Se, ad esempio, un individuo ha un numero atteso di copie uguale
a 1,67, esso si riprodurrà sicuramente una volta ed avrà probabilità 0,67 di
riprodursi una seconda volta.
Esistono tre tipi fondamentali di operatore crossover: il crossover ad un
punto (one point crossover), quello a due punti (two point crossover) e il
crossover uniforme (uniform crossover).
Nel crossover ad un punto, si seleziona a caso un punto entro la lunghezza
dei vettori che rappresentano i due genitori; le porzioni alla destra di tale
punto vengono quindi scambiate.
Il crossover a due punti è simile, ad eccezione del fatto che i vettori sono
immaginati come cerchi che vengono tagliati in due punti per formare due
segmenti da ogni genitore. Uno dei due segmenti di un vettore viene poi
scambiato con il corrispondente segmento dell'altro vettore per formare i
figli.
157
Capitolo 8
Il crossover uniforme seleziona un certo insieme di elementi da uno dei
genitori (con probabilità uniforme per ogni gene) e scambia questi simboli
con i corrispondenti simboli dell'altro genitore.
Per implementare facilmente questi operatori si impiega la cosiddetta
cross mask. Questa maschera non è altro che un vettore binario, di
dimensione pari agli individui da incrociare; se nella maschera è presente un
1, i simboli corrispondenti nei due vettori genitori verranno scambiati,
altrimenti lo scambio non avviene.
Quanto detto è illustrato nella tabella che segue:
ONE POINT
TWO POINT
UNIFORM
Genitore 1
xxxxxxxxxxxx
xxxxxxxxxxxx
xxxxxxxxxxxx
Genitore 2
yyyyyyyyyyyy
yyyyyyyyyyyy
yyyyyyyyyyyy
Cross mask
000001111111
000111111100
101100011011
Figlio 1
xxxxxyyyyyyy
xxxyyyyyyyxx
yxyyxxxyyxyy
Figlio 2
yyyyyxxxxxxx
yyyxxxxxxxyy
xyxxyyyxxyxx
Il crossover è anche governato in termini probabilistici: in base ad una
certa probabilità, detta crossover rate, due individui possono venire incrociati
o essere semplicemente clonati.
L’operatore di Mutazione è in genere realizzato in modo tale che ogni
elemento in ogni vettore ha uguale probabilità di subire una mutazione, ossia
la sostituzione del simbolo contenuto nell'elemento selezionato con un altro
simbolo dell'alfabeto usato per codificare il problema. La probabilità con cui
avviene il cambiamento di un simbolo è chiamata mutation rate.
L'operatore di mutazione svolge normalmente un ruolo secondario rispetto
al crossover e alla selezione; infatti mentre questi ultimi garantiscono la
convergenza dell'algoritmo, la mutazione, se usata moderatamente,
costituisce una garanzia contro la perdita prematura di importanti
informazioni, permettendo la fuoriuscita da minimi locali.
158
Capitolo 8
8-3.3 Criteri d'arresto
Per quanto riguarda le modalità per arrestare il programma si possono
generalmente seguire due strategie distinte: una completamente indipendente
dal funzionamento del programma e decisa dall'operatore e un'altra invece
strettamente legata all'andamento della ricerca.
Criterio basato sul numero massimo di generazioni
Con questa strategia viene deciso a priori il numero massimo di
generazioni che il programma può compiere. In generale si è riscontrato che
più grande è la dimensione del problema, maggiore è il numero di
generazioni richieste dall'algoritmo per trovare la soluzione ottima.
Criterio basato sul confronto tra il valore medio del costo dell'intera
popolazione e il costo della soluzione migliore trovata
Questa strategia permette di legare l'arresto del programma all'evoluzione
della procedura di ottimizzazione. Infatti può capitare che, ben prima di aver
raggiunto il numero massimo previsto di generazioni,
la curva di
convergenza si saturi, ossia non si riesca ad ottenere alcun miglioramento per
di-verse generazioni. Questo si può verificare essenzialmente in due
situazioni: quando l'algoritmo si è temporaneamente fermato su un minimo
locale, oppure quando esso ha praticamente esaurito le proprie potenzialità di
ricerca.
Queste due situazioni si possono riconoscere attraverso il valore che
assume la media dei costi dell'intera popolazione. Se infatti tale valor medio è
sufficientemente distante dalla soluzione migliore fino a quel momento
trovata, ciò implica che la popolazione è ancora abbastanza eterogenea e
quindi è probabile che dalla ricombinazione degli individui si riesca a
determinare una configurazione migliore. Se invece si verifica che il costo
medio è molto vicino al costo minimo della popolazione, questa situazione è
sintomo del fatto che la popolazione è diventata praticamente uniforme, ossia
tutti gli individui sono molto simili se non addirittura uguali. E' intuitivo
pertanto che in queste condizioni un successivo miglioramento si potrà
ottenere solamente grazie all'intervento della mutazione, e questo potrebbe ri-
159
Capitolo 8
chiedere moltissime generazioni, senza peraltro avere la certezza che il
miglioramento si realizzi.
Di conseguenza si assume generalmente il criterio di consentire al
programma di arrestarsi qualora, restando costante il costo minimo per un
certo numero di generazioni, il costo medio della popolazione differisca dal
costo minimo per una quantità relativamente piccola.
160
Capitolo 9.
Esempi di microrete
In questo paragrafo si presentano alcuni esempi di applicazione del
concetto di microrete:
nel primo esempio, per testare il funzionamento dell’EMS neurale, si è
realizzata una microrete di esempio (“microrete test”), al fine di poter
simulare tutti i possibili casi di funzionamento dell’EMS [13]-[25-26].
Questo studio, a partire da una configurazione base, sono state
analizzate dal punto di vista economico varie configurazioni. E’
evidente la complessità di tale studio, come indicato nei capitoli
precedenti; per questo motivo si è fatto ricorso ad una tecnica
mediante algoritmi genetici che consente di ottenere in modo più
semplice ed immediato la configurazione ottima, come si vede negli
esempi successivi;
nel secondo esempio, si farà riferimento ad un distretto industriale
reale. In particolare, si evidenzieranno i benefici della realizzazione di
una microrete rispetto al caso in cui si installassero una o più centrali
tradizionali (“caso base”);
nel terzo ed ultimo esempio proposto, invece, si studierà l’applicazione
di una microrete in una piattaforma commerciale reale.
La microrete, in entrambi i casi reali considerati, presenta la struttura
individuata al Paragrafo 2-8.2 (microrete “virtuale”), anche se con la
costruzione di alcune linee e/o impianti si potrebbe individuare una tipologia
161
Capitolo 9
Esempi di microreti
analoga o mista rispetto a quella individuata al Paragrafo 2-8.1 (microrete
“privata”).
I generatori, opportunamente dislocati nel distretto e/o nella piattaforma
commerciale, possono essere gestiti da una società giuridicamente distinta dai
vari consorzi che eventualmente già esistono nel sito per l’acquisto di energia
elettrica. In questo modo, tale società (che indicheremo con “società A”) ha
la possibilità di vendere ai vari consorzi (che indicheremo come “consorzi
acquirenti”) l’energia elettrica e termica prodotta; i consorzi, a loro volta,
rivendono l’energia alle varie industrie presenti nell’area. Tale discorso vale
ovviamente nel caso di microrete “virtuale”, perché nel caso di microrete
“privata” non si pongono tali problemi “burocratici”.
Gli studi di allocazione saranno eseguiti al variare delle taglie (in numero
e valore) disponibili. Riferendosi al solo caso relativo al distretto industriale,
per la configurazione scelta come ottima, tra tutte quelle proposte, si eseguirà
inoltre un confronto tecnico-economico rispetto alla soluzione con uno o più
impianti centralizzati (indicata come “caso base”).
9-1 Definizione degli studi di allocazione
Sono stati realizzati vari studi di localizzazione al fine di valutare tutti i
parametri necessari per l’ottimizzazione. Dopo varie simulazioni, si sono
adottati, per l’algoritmo genetico, i parametri riportati in Tab. 9-I.
Le taglie di generazione utilizzate negli studi sono ipotizzate, dal punto di
vista realizzativo, mediante un opportuno set di microturbine da 250 kW.
L’utilizzo di un set di microturbine è una scelta progettuale per consentire
una modularità nell’installazione e quindi negli investimenti; con singoli
generatori di potenza più elevata, infatti, non si ha una minore validità degli
studi effettuati, anche se andranno corretti i parametri usati, soprattutto
nell’analisi economica.
Tab. 9-I Parametri di pianificazione adottati (algoritmo genetico).
N° massimo di generazioni
300
Dimensione della popolazione
300 individui
Tipologia dell’AG
Stato Costante (Steady State)
162
Capitolo 9
Esempi di microreti
I costi d’acquisto ed installazione dei generatori sono stati stimati tramite
valori parametrici riferiti al kW installato. In particolare, si è considerato un
costo di 700 €/kWe, tenendo conto della potenza installata; tali prezzi
comunque sono solo indicativi e possono variare in funzione delle specifiche
caratteristiche di ogni sito. Per quanto riguarda i costi di esercizio e
manutenzione sono stati considerati valori, in linea con i prezzi di mercato
(75 €/MWh). Si ipotizza inoltre un costo di energia termica prodotta con altri
sistemi tradizionali (es. caldaie) pari a 103,37 €/MWh. La necessità di
definire tale costo deriva dalla struttura della funzione obiettivo implementata
nel software.
Il programma, come indicato nei precedenti capitoli, calcola il fabbisogno
annuo di energia (elettrica e termica) richiesta dai carichi presenti nella rete,
opportunamente incrementata tenendo conto dei tassi di crescita, nonché
l’energia annua prodotta (elettrica e termica) dalle unità GD installate. A
questo punto, eseguendo una semplice differenza, si può conoscere
l’ammontare di energia elettrica che deve essere acquistata ed il totale di
energia termica da produrre con altri sistemi equivalenti. I costi di energia
elettrica e termica vengono poi ottenuti moltiplicando i rispettivi quantitativi
di energia per i corrispondenti costi unitari.
E’ evidente la necessità di un impianto di teleriscaldamento che dovrà
trasportare il calore prodotto dal cogeneratore e/o dalla caldaia d’integrazione
tramite una rete di tubazioni in cui fluirà acqua calda destinata ad usi
industriali ed igienico-sanitari. I costi di realizzazione della rete di trasporto e
distribuzione del calore risultano molto variabili in funzione delle condizioni
locali ed in particolare dei vincoli riscontrabili in fase di posa. Per avere
un’indicazione esatta del costo dell’intera rete sarebbe necessaria un’analisi
approfondita per valutare le pressioni e le portate d’acqua in ogni punto della
rete al fine di poter dimensionare esattamente le tubazioni in ogni punto. In
questo studio preliminare si è scelto di adottare un costo indicativo di 200
€/m di doppia tubazione (mandata e ritorno dell’acqua). Il costo annuo di
manutenzione della rete è stato stimato pari al 2,5 % del costo iniziale della
rete stessa. Per ogni configurazione di generatori ottenuta dall’algoritmo di
ottimizzazione, si ricava quindi la rete di teleriscaldamento necessaria; tale
163
Capitolo 9
Esempi di microreti
rete è costruita, a partire da ogni nodo termico, verso il generatore CHP più
vicino in grado di soddisfare il relativo carico termico.
Per alcune configurazioni non sarà possibile soddisfare l’intero carico
termico con sistemi CHP: per questo motivo è necessario prevedere
opportuni sistemi di integrazione. Il sistema di integrazione da affiancare
all’impianto cogenerativo, in linea generale, è diverso a seconda della diversa
forma in cui è fornita energia termica. Nel caso in esame l’energia termica,
come appena descritto, è utilizzata da una rete di teleriscaldamento, quindi
veicolata sottoforma di acqua calda, si adotterà come sistema di integrazione
una caldaia tradizionale. Si possono fare due ipotesi:
dismissione di tutte le caldaie esistenti ed installazione di caldaie
centralizzate di integrazione ai cogeneratore. In questo caso si
eliminano i problemi legati alla manutenzione degli impianti esistenti
affrontando ovviamente l'acquisto di caldaie ex novo;
recupero parziale delle caldaie esistenti utilizzate ad integrazione dei
cogeneratori.
Nelle simulazioni realizzate è stato adottato il secondo approccio. Per
questo motivo, in ogni intervallo di discretizzazione delle curve giornaliere,
nel caso in cui i CHP non soddisfano completamente la domanda di energia
termica, si calcola il costo di produzione mediante caldaia di integrazione
“equivalente”.
L’adozione delle curve di carico e di generazione giornaliere consente di
valutare con maggiore accuratezza lo stato della rete; inoltre, una
rappresentazione attraverso un unico valore costante non permette di
apprezzare gli effetti della contemporaneità della generazione e del carico. In
particolare, se si fa uso dei soli valori medi delle potenze assorbite dai carichi
e/o erogate dai generatori (tipico approccio deterministico), si corre il rischio
di sottostimare l’entità dei flussi di potenza che attraversano i vari rami della
rete elettrica e termica. Infatti, solo nel caso in cui generatore e carico variano
allo stesso modo nel corso della giornata (ossia sono tra loro correlati
linearmente e positivamente), il risultato del calcolo risulta quasi lo stesso
indipendentemente dall’approccio adottato. In tutti gli altri casi, invece,
l’impiego delle potenze medie porta a valori generalmente più bassi rispetto a
quelli effettivi. La situazione estrema si manifesta ovviamente quando carico
164
Capitolo 9
Esempi di microreti
e generatore sono tra loro correlati negativamente: ossia quando uno cresce
l’altro diminuisce e viceversa.
Le curve giornaliere sono approssimate suddividendo la giornata in un
numero prefissato di intervalli temporali, n∆t, all’interno dei quali ritenere
costante l’andamento della potenza assorbita (o generata). La durata del
singolo intervallo potrà essere pari ad una o più ore, in base al livello di
precisione che si vuole conseguire.
All’interno del programma, sono stati previsti vari tipi di carico e
generazione; si hanno infatti le seguenti tipologie (per ognuna delle quali è
stata impostata una curva di carico tipo definita sulle 24 ore):
5 tipologie di carico elettrico (residenziale, industriale, terziario,
agricolo e di illuminazione pubblica);
2 tipologie di carico termico (industriale e terziario);
5 tipologie di generazione (eolico, fotovoltaico, celle a combustibile,
cogenerazione e turbogas).
Nel momento in cui viene impostato un numero inferiore di intervalli di
discretizzazione, il programma ricalcola sulla base delle curve di default i
nuovi valori medi per ogni intervallo, tutti espressi in per unit. In questo
modo, il diagramma così definito viene poi associato ad ogni nodo della rete
riscalandolo opportunamente, con l’obiettivo di far coincidere il valor medio
complessivo risultante della curva giornaliera, con il valore di potenza
nominale.
Per ogni famiglia di utenza è possibile tracciare il diagramma di carico
corrispondente che presenterà alcune caratteristiche ricorrenti.
Nel caso delle utenze industriali, il carico richiesto presenta caratteristiche
di stazionarietà, legata al livello di produzione degli impianti. L’assorbimento
è legato ai turni di lavoro; infatti, nel caso delle produzioni industriali che si
svolgono secondo un unico turno nelle fascia oraria 07:00-16:00,
l’andamento del diagramma di carico è come quello in Fig. 9-A. Tale
diagramma presenta una riduzione in corrispondenza alla pausa per la mensa
intorno alle ore 12:00, in ogni caso il carico si presenta sempre con un valore
compreso tra l’80% e il 100%.
Le utenze commerciali e nel terziario utilizzano l’energia elettrica
prevalentemente nella fascia oraria dalle 9:00 alle 21:00. La Fig. 9-B mostra
un diagramma orario che può rappresentare un’utenza di questo tipo. Nelle
165
Capitolo 9
Esempi di microreti
ore notturne il carico assorbito è solo quello relativo ai servizi di
illuminazione e altri servizi non interrompibili (es. impianti frigoriferi,
sistemi d’allarme, server e sistemi per reti informatiche e TLC).
Fig. 9-A Diagramma di carico industriale
Fig. 9-B Diagramma di carico commerciale/terziario
Le curve di carico utilizzate per le utenze termiche sono analoghe a quelle
già presentate per i carichi elettrici, ipotizzando un comportamento simile tra
le due utenze.
Le curve di generazione utilizzate in questo studio (relative a cogeneratori
e turbogas) sono ipotizzate costanti, per rappresentare la situazione di
generatori che producono secondo un livello costante, al fine di ottenere il
massimo beneficio economico; è evidente che, quando si considera il caso di
microreti gestite mediante sistemi intelligenti, tale ipotesi non è più valida.
166
Capitolo 9
Esempi di microreti
9-2 Analisi economica
Dopo aver effettuato l’analisi tecnico-energetica del sito/utenza, occorre
valutare la convenienza economica del progetto, presupposto imprescindibile
per poter procedere alla sua realizzazione.
La convenienza economica di un investimento è valutata in base al
rapporto tra i flussi di cassa previsti e l’investimento richiesto. Ovviamente,
la previsione è tanto più realistica quanto più accurata è l’analisi dei flussi di
cassa, cioè gli importi di denaro in entrata e in uscita (calcolati su base
annuale) che si hanno durante l’intero ciclo di vita del progetto.
I flussi di cassa in uscita includono il costo dell’investimento iniziale, i
costi per l’acquisto di combustibile (per il cogeneratore e per il sistema
d’integrazione), i costi per l’acquisto di energia elettrica ed i costi della
manutenzione (del cogeneratore, del sistema d’integrazione e della rete di
teleriscaldamento). Non includono invece i costi degli interessi e gli
ammortamenti.
I flussi di cassa in entrata sono invece generati dalla vendita di energia
elettrica e termica, ipotizzando che i generatori siano gestiti da una società
giuridicamente distinta dal consorzio. Il beneficio netto annuo del progetto si
ottiene dalla differenza tra flussi di cassa in entrata e flussi di cassa in uscita.
Sono utilizzabili diversi metodi per la valutazione economica di un
investimento, ma in questa sede si farà riferimento alle alternative più
conosciute, quali:
il metodo del tempo di ritorno dell’investimento;
il metodo del valore attuale netto (VAN);
il metodo del tasso interno di rendimento (TIR), non utilizzato in
questo studio.
Va comunque tenuto presente che i parametri calcolati non hanno
significato assoluto, ma assumono valenza in un ampio e generale confronto
con soluzioni simili o alternative a quella perseguita, tutte comunque riferite
al medesimo ambito applicativo.
Il tempo di ritorno dell’investimento è il numero di anni necessari per
recuperare l’investimento iniziale attraverso i flussi di cassa attualizzati.
Tale parametro deve rispettare il limite imposto dal DPR 412/93, fissato in 8
anni.
167
Capitolo 9
Esempi di microreti
Il Valore Attuale Netto (VAN) di un investimento è calcolabile attraverso
la formula:
n
VAN = −C0 + ∑
t =1
Ct
(1 + r )
t
dove C0 rappresenta il flusso di cassa del periodo 0 (oggi) ovvero il costo
iniziale dell’investimento, n la durata dell’investimento (vita utile
dell’impianto), Ct rappresenta il flusso di cassa netto del periodo t (il ricavo
atteso a t anni da oggi), r rappresenta il tasso di rendimento dell’investimento,
Ct
è il valore attuale di un ricavo futuro (a t anni da oggi).
mentre
t
(1 + r )
Per calcolare il VAN bisogna quindi scontare le entrate future del progetto
con il tasso di rendimento atteso da investimenti alternativi e confrontabili.
Questo tasso di rendimento è chiamato tasso di attualizzazione (sconto)
oppure costo opportunità del capitale poiché rappresenta la remunerazione a
cui si rinuncia investendo nel progetto piuttosto che in titoli a rischio
paragonabile. Il costo opportunità del capitale dovrebbe dunque riflettere sia
il valore temporale del denaro che il rischio del progetto in esame. Come si
può capire il tasso di rendimento è un valore molto difficile da calcolare con
esattezza.
La scelta dell’impianto di cogenerazione economicamente più conveniente
è stata effettuata in base al tempo di ritorno dell’investimento ed al VAN
dell’investimento (superiore rispetto alle altre configurazioni tutte
tecnicamente possibili), verificando il tempo di ritorno rispetta i limiti
imposti dal DPR 412/93.
9-3 Analisi di impatto ambientale
Per poter conseguire gli obiettivi prefissati dal protocollo di Kyoto vi è
attualmente una notevole spinta politica alla riduzione delle emissioni di gas
inquinanti, derivanti dai processi di produzione dell’energia elettrica, e quindi
indirettamente al miglioramento dell’efficienza degli impianti e dei consumi
finali. È noto anche che le tecnologie impiegate per la GD sono spesso ad
elevata efficienza energetica (impianti in cogenerazione) o a basso impatto
168
Capitolo 9
Esempi di microreti
ambientale (produzione da fonti rinnovabili). Pertanto la GD può essere
impiegata per produrre energia elettrica in maniera “più pulita” (con un
rendimento più elevato e/o con emissioni inquinanti inferiori) rispetto alle
tradizionali centrali di generazione, senza dimenticare che la presenza stessa
della GD può migliorare l’efficienza energetica delle reti di distribuzione
attraverso la riduzione delle perdite.
Poiché le ESCO possono usare la GD per conseguire prefissati obiettivi di
risparmio energetico e ottenere dall’AEEG i corrispondenti Titoli di
Efficienza Energetica (Certificati Bianchi), e poiché i distributori possono
possedere delle ESCO per soddisfare i loro obblighi di risparmio energetico,
appare utile calcolare, per ogni soluzione esaminata ai fini della relativa
valutazione, un termine che tenga conto del differente impatto ambientale
(emissione di CO2) di ogni soluzione. Il calcolo di tale parametro deriva
dall’ipotesi di distinguere le diverse tipologie di generazione in funzione
delle loro emissioni specifiche di CO2 per kWh di energia elettrica prodotta.
Insieme ad esse è stata considerata anche l’emissione di anidride carbonica
legata all’energia proveniente dalla rete di trasmissione che, considerando il
mix italiano di produzione dell’energia, può essere stimata pari a 0,530
kg/kWh. In definitiva, dal punto di vista ambientale l’analisi effettuata in
questo studio vuole evidenziare sia il più razionale sfruttamento dell’energia
primaria che il minor contributo apportato al riscaldamento globale ottenibile
attraverso la cogenerazione rispetto ai sistemi tradizionali.
La cogenerazione, come ricordato nei capitoli precedenti, è la produzione
simultanea di energia elettrica e termica da un'unica fonte di energia primaria,
sfruttando in maniera ottimale il potenziale energetico contenuto nel
combustibile. Attraverso l’IRE è possibile quantificare il risparmio di energia
primaria conseguibile dall’impianto di cogenerazione rispetto alla produzione
separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica. Un IRE positivo
indica un minor consumo, in termini di combustibile, da parte del gruppo
cogenerativo mentre, viceversa, un IRE negativo significa che la produzione
elettrica e termica separata è energeticamente più vantaggiosa. Come già
evidenziato, l’IRE tiene naturalmente conto del calore eventualmente
disperso durante il funzionamento del cogeneratore escludendolo dall’energia
termica utile effettivamente erogata alle utenze. Il calcolo della quantità di
energia primaria (in tep) effettivamente risparmiata, effettuata per ogni
169
Capitolo 9
Esempi di microreti
configurazione, è stata eseguita tenendo conto dei rendimenti indicati per il
calcolo dell’IRE, secondo la Delibera 42/02.
9-4 Calcolo del risparmio per il singolo cliente
Il calcolo del risparmio per il singolo cliente è stato eseguito considerando
i diversi costi che l’utente deve sostenere nelle due situazioni:
1. caso senza cogenerazione, in cui l’energia elettrica è acquistata dal
consorzio mentre quella termica è prodotta in loco mediante caldaia a
gas, con un costo di acquisto del gas;
2. caso con cogenerazione, in cui l’energia elettrica è ancora acquistata
dal consorzio mentre quella termica è acquistata dalla società che
gestisce i CHP, al prezzo di 30 €/MWht.
In base a quanto esposto, si ipotizza nessuna differenza, dal punto di vista
del singolo cliente, per l’energia elettrica; tuttavia, tale ipotesi è
semplificativa, in quanto il consorzio, in virtù dei maggiori guadagni
derivanti dalla nascita dei sistemi di cogenerazione nel distretto industriale,
potrebbe proporre prezzi dell’energia minori ai propri associati.
Per questi motivo è stato eseguito il confronto relativamente alla sola
energia termica; per fare questo è necessario conoscere le tariffe di fornitura
del gas che, come noto, non sono fisse ma variano nel tempo; sono state
utilizzate tariffe locali disponibili per l’area in esame. Per un’analisi futura si
potrà agire su quei parametri contingenti al mercato utilizzando previsioni di
andamento dei prezzi, per aggiornare le valutazioni fatte in questo studio. E’
comunque evidente, dato il trend dei prezzi nel settore energetico, che un
investimento attuale trova proprio nell’aumento dei prezzi una sua
giustificazione e un beneficio accelerato.
9-5 EMS neurale nella microrete “test”
In questo paragrafo, per testare il funzionamento dell’EMS neurale, si è
realizzata una microrete di esempio (“microrete test”), al fine di poter
simulare tutti i possibili casi di funzionamento dell’EMS.
170
Capitolo 9
Esempi di microreti
In questo studio, a partire da una configurazione base, sono state
analizzate dal punto di vista economico varie configurazioni [26]. E’ evidente
la complessità di tale studio, come indicato nei capitoli precedenti; per questo
motivo si è fatto ricorso ad una tecnica mediante algoritmi genetici che
consente di ottenere in modo più semplice ed immediato la configurazione
ottima, come si vedrà poi negli esempi reali descritti nei paragrafi successivi.
La microrete test implementata per le simulazioni vuole essere un esempio
abbastanza generale, dato che comprende un’ampia gamma di casi e
situazioni, in termini di generazione e carichi. In particolare, si sono
considerati carichi civili e industriali, mentre in termini di generazione è
presente, tra l’altro, una turbina eolica (G1) ed un generatore (G4) che
produce in cogenerazione. La microrete è connessa alla rete MT (15 kV), con
una struttura ad anello (linee in cavo), anche se è esercita con una struttura
radiale; un piccolo schema della microrete è dato in Fig. 9-C.
Fig. 9-C Schema microrete test
Tutti i generatori sono interfacciati mediante inverter. La linea L6 è
normalmente aperta, destinata alla chiusura in caso di guasti su altre linee.
Oltre ai carichi elettrici classici, è presente anche il carico COGEN, che
rappresenta la cogenerazione svolta da G4. La potenza reattiva necessaria alla
microrete è ottenuta attraverso banchi di condensatori, indicati con SVS
(Static Var Systems).
171
Capitolo 9
Esempi di microreti
I risultati ottenuti sono riportati in Tab. 9-II, dove Profit indica il
guadagno rispetto alla situazione iniziale (Caso 1), mentre PBT è il numero di
anni necessari a recuperare l’investimento (payback time).
Tab. 9-II Risultati ottenuti per la “microrete test”
Tutti gli investimenti sono stati valutati ipotizzando l’installazione di una
microrete in un determinato sito con le caratteristiche specificate, in cui, in
assenza di microrete, la domanda elettrica è soddisfatta acquistando in Borsa
Elettrica, mentre quella termica è soddisfatta con una ipotetica caldaia a
gasolio esistente. Con il passaggio ad una microrete, a fronte dei costi di
investimento (anche elevati) necessari, si hanno dei risparmi derivanti dal
fatto che, oltre a soddisfare la domanda elettrica e termica interna, con la
microrete si hanno notevoli guadagni derivanti dalla vendita di energia; tali
risparmi sono evidenziati in tabella mediante la voce Profit.
La simulazione indicata come “caso 3” è stata eseguita con una certa
configurazione di GD “di partenza”, pari al 89,1%: le successive simulazioni
sono state ottenute aumentando o diminuendo di 250 kW le unità GD,
tenendo fissa l’unita di cogenerazione (per evitare scompensi per la domanda
termica). Il generatore eolico invece è stato completamente trascurato nel
caso 4 (che presenta il minimo livello di penetrazione) e nel caso 5 in cui, a
parità di %GD rispetto al caso 2, si analizza la presenza di diverse tipologie.
Con riferimento alla Tab. 9-II, si considerino, per il momento, le ultime tre
righe; al crescere della percentuale di GD; per tali casi si possono fare le
seguenti osservazioni:
cresce il capitale investito, in quanto si hanno generatori di taglia
maggiore e quindi più costosi;
172
Capitolo 9
Esempi di microreti
si riducono i costi (aumentano i ricavi rispetto al caso “no microrete”)
da sostenere per la gestione della microrete, data la maggiore
disponibilità per la vendita nelle ore di punta e quindi maggior ricavi.
Il ricavo percentuale è riferito al costo annuale da sostenere senza
microrete (ovviamente fisso al variare della GD e pari a circa 2.100
k€);
il tempo di ritorno dell’investimento diminuisce, anche se la
diminuzione è di soli 0,1 anni da caso2 a caso1 e 0,2 anni da caso1 a
caso3, a fronte di un aumento del capitale di 500 k€ nel primo step e
400 k€ nel secondo. E’ evidente che una diminuzione del tempo di
ritorno di 1-2 mesi non giustifica un maggiore investimento iniziale.
Tale osservazione è confermata dall’analisi del rapporto VAN/CAPEX,
come si vedrà più avanti;
Inoltre, è bene ricordare che i VAN positivi indicano dei benefici
economici notevoli rispetto al capitale investito. Anche in questo caso, anche
se il dato è crescente, è bene soffermarsi sul confronto tra questo dato (che
rappresenta i ricavi a fine periodo) ed il capitale iniziale: in particolare, tra il
caso2 ed il caso3 è necessario investire 800 k€ in più all’anno zero per
ottenere (a fine periodo, dopo 15 anni), soli 500 k€ in più.
In base a quanto esposto, tra i tre investimenti indicati, quello da preferire
(al momento) è quello in cui si ha una percentuale di penetrazione di GD pari
al 74,7% (caso2).
Un’ulteriore considerazione che si può ricavare dai dati presentati prevede
di evidenziare il fatto che tutti gli investimenti siano particolarmente
attraenti, anche se, al crescere della GD, il ricavo che si ottiene dalla
maggiore vendita di energia non è sufficientemente “bilanciato” dal maggiore
capitale necessario per una microrete a maggiore capacità generativa. A
conferma di questo, si possono esaminare le tipologie di generazione presenti
nelle configurazioni proposte: è facile osservare, anche con l’ausilio dei dati
di dettaglio, che il maggiore capitale richiesto (ad esempio) nel caso3 rispetto
al caso2 è principalmente dovuto alle microturbine, che risultano avere
maggiori costi di impianto rispetto ai motori diesel. Il minore costo di
gestione (in certe regioni di funzionamento) delle microturbine non è tale (per
le taglie e la domanda in esame) da compensare il maggiore investimento con
adeguati ricavi. Nella simulazione denominata “caso 5” si è annullato
173
Capitolo 9
Esempi di microreti
completamente l’eolico. Questo ha consentito di ridurre notevolmente il
capitale iniziale, ma i minori guadagni che si ottengono portano ad un
investimento globalmente meno conveniente. Con la rinuncia all’eolico,
infatti, si riduce ad una fonte rinnovabile che, seppur aleatoria, ha un costo
praticamente nullo di produzione ed ha diritto (per i primi 8 anni) agli
incentivi derivanti dai Certificati Verdi. In base a quanto esposto,
confrontando il caso2 ed il caso5, si nota, a parità di potenza installata,
l’importanza del tipo di generazione in termini di valutazione
dell’investimento. Nonostante gli alti costi di impianto, grazie ai certificati
verdi, è fondamentale la presenza del generatore eolico nel parco di
generazione della microrete.
9-6 Dati per la microrete in area industriale
In base alla documentazione relativa al sito sono stati analizzati i consumi
elettrici e termici relativi all’area industriale; in particolare, si riassumono di
seguito i principali consumi termici che sono utilizzati per il
dimensionamento dell’impianto di cogenerazione da installare nell’area,
distinti per lotti:
LOTTO A. La richiesta di calore utile è pari a circa 242 GWh che,
considerando 3.136 ore di funzionamento, conduce ad una potenza
termica richiesta di 77 MW e quindi ad una potenza elettrica di 154
MW;
LOTTO 1-2. La richiesta di calore utile è pari a circa 136 GWh che,
considerando 3.136 ore di funzionamento, conduce ad una potenza
termica richiesta di 44 MW e quindi ad una potenza elettrica di 88
MW.
E’ importante sottolineare che esistono altri lotti nel distretto industriale,
ma quelli indicati sono quelli nei quali, per varie ragioni, si è deciso di
sfruttare un impianto di cogenerazione. In analisi più approfondite non è da
escludere un ampliamento della zona interessata alla cogenerazione,
considerando anche gli impianti cogenerativi esistenti.
174
Capitolo 9
Esempi di microreti
Per l’utilizzo dello strumento di individuazione dei siti ottimali della GD è
necessario realizzare il file dati di ingresso al software, che contiene tutte le
informazioni relative alla rete di distribuzione dell’area da analizzare.
Le informazioni relative alla rete di distribuzione non sono note. Per tali
motivi, in base ai dati noti, si è proceduto alla creazione di un file (e quindi
una rete) che rappresentasse, con opportune ipotesi realistiche, la rete di
distribuzione dell’area. In particolare, è stato necessario definire:
numero e tipologia dei nodi primari e secondari;
coordinate dei nodi primari e secondari;
potenza elettrica per ogni nodo;
linee elettriche esistenti.
Di seguito si presentano i criteri utilizzati per la definizione di tali
grandezze.
Per quanto riguarda il numero, la tipologia e le coordinate dei nodi, si è
fatto riferimento alle planimetrie disponibili; per la tipologia dei carichi si
sono ipotizzati carichi industriali e residenziali (in termini di parametri
caratteristici) opportunamente distribuiti.
In definitiva, la rete è costituita da 3 cabine primarie AT/MT e 62 cabine
secondarie MT/BT, di cui 31 classificate “TOP” e 31 classificate di
“laterale”. Si ipotizzano inoltre 67 lati aerei esistenti. Il periodo di studio è di
20 anni; il tasso di crescita dei carichi è stato assunto costante e pari al 3%
annuo per ogni nodo della rete. La rete ottenuta è mostrata in Fig. 9-D.
La potenza elettrica di ciascun nodo è stata ottenuta, con riferimento ai
dati indicati in precedenza, suddividendo, a partire dai consumi energetici
totali, i consumi di energia secondo le tre aree individuate. In base alle ipotesi
fatte, si ottengono così un insieme di nodi con potenza installata di 1 MW ed
altri nodi con una potenza nominale di 850 kW; analizzando i consumi delle
singole aree, si nota come l’area A sia quella con la domanda di energia più
elevata: per questo motivo ad essa si associano i nodi da 1 MW. La
modellizzazione di carichi (elettrici e termici) e generatori è ottenuta
mediante curve giornaliere, al fine di ottenere uno studio più preciso.
Le linee elettriche esistenti, una volta definiti i nodi, sono state ipotizzate
in modo tale da realizzare una tipica struttura di rete radiale.
175
Capitolo 9
Esempi di microreti
Fig. 9-D Rete relativo al distretto industriale
9-7 Rete in area industriale: il “caso base”
Per l’area industriale in esame, illustrata nei suoi dati tecnici al Paragrafo
9-6, il “caso base”, che sarà preso come riferimento negli studi successivi, è
costituito dai seguenti due casi:
realizzazione di un unico impianto per i tre lotti;
realizzazione di due impianti che alimentino uno il lotto A e l’altro i
restanti lotti.
Per tali scelte sono stati analizzati separatamente i costi di realizzazione
dell’opera, comprendendo anche le reti di teleriscaldamento, considerando
esistenti le reti di distribuzione dell’energia elettrica. Una sintesi dei costi di
realizzazione è riportata in Tab. 9-III.
Con l’utilizzo di una microrete gestita da un sistema intelligente, è
possibile impostare opportunamente i diagrammi di produzione dei vari
generatori (oltre all’acquisto o vendita di energia in rete) tenendo conto di
176
Capitolo 9
Esempi di microreti
tutti i fattori che contribuiscono al raggiungimento del massimo profitto
economico.
Tab. 9-III Microrete in area industriale: costi relativi al “caso base”
Potenza
elettrica
installata
[MW]
IMPIANTO
240
SINGOLO
DUE IMPIANTI
241
Costi di
Costo rete
impianto
teleriscaldamento
[M€]
[M€]
96,0
30,6
126,6
104,4
22,7
127,1
Totale
[M€]
Al fine di effettuare una valutazione semplificata di tali investimenti si
considerano i ricavi possibili che derivano da tali scelte. A tal scopo si
individuano di seguito tutti i flussi di cassa in entrata ed in uscita, suddivisi
tra ricavi e costi ed in base ai soggetti che li producono e/o ne fruiscono. Il
margine operativo annuo della “società A” è ottenuto in base ai vari costi da
sostenere (negativi se indicano un guadagno), come indicato in Tab. 9-IV.
Tab. 9-IV Microrete in area industriale: flussi di cassa per il “caso base”
Costo [k€]
Vendita energia elettrica
considerando un prezzo medio di 70 €/MWh
Vendita energia termica
considerando un prezzo di 30 €/MWht
Produzione di energia elettrica
considerando un prezzo di 35 €/MWh
TOTALE
-52.920
-11.340
26.460
-37.800
Di seguito si spiegano nel dettaglio le singole voci.
Si può ipotizzare, come detto in precedenza, che la “società A” non venda
tutta l’energia elettrica in rete, ma solo le “eccedenze” rispetto alle necessità
dei carichi locali e quindi, in pratica, della differenza tra l’energia prodotta e
quella “impegnata” in contratti bilaterali con i consorzi acquirenti. Per
stimare tale valore si può fare riferimento alle richieste di calore indicate
177
Capitolo 9
Esempi di microreti
precedentemente, pari a 378 GWh totali, a cui corrisponde un’energia
elettrica prodotta di 756 GWh. Dai dati noti sui consumi di energia elettrica,
questi sono pari a circa 690 GWh per l’intero distretto: in definitiva l’energia
“differenza” e quindi vendibile dalla “società A” a terzi diversi dai “consorzi
acquirenti” è pari a 66 GWh; in ogni caso, al fine di valutare i ricavi con
riferimento alla “società A”, si valuta il ricavo derivante dalla vendita di tutta
l’energia (indipendentemente se vi siano o meno contratti bilaterali) che,
tenendo conto di un prezzo di 70 €/MWh (prezzo medio annuale in Borsa), è
pari a 52.920 k€.
Un’altra voce di ricavo per la “società A” deriva sicuramente dalla vendita
dell’energia termica ai clienti finali. Tale vendita avviene, analogamente a
prima, con l’intermediazione dei “consorzi acquirenti” che, fra l’altro, hanno
in questo caso una nuova opportunità di business rispetto a prima. Per
monetizzare il valore del MWh termico prodotto ed utilizzato a tal fine, in
base ai valori presenti in letteratura, si considera un valore di 30 €/MWh.
Considerando l’energia termica totale necessaria pari a 378 GWh, si ottiene
un ricavo di 11.340 k€.
Per quanto riguarda i costi di gestione che devono essere sostenuti dalla
“società A”, occorre considerare il costo di produzione medio che, in base a
dati presenti in letteratura, si considera pari a 35 €/MWh; in tali condizioni si
ha un costo di 26.460 k€ per un’energia elettrica prodotta di 756 GWh.
In definitiva, come indicato nella tabella, si ottiene un margine operativo
annuo pari a -37.800 k€, da cui deriva, considerando un tasso di interesse del
5%, un tempo di ritorno dell’investimento di 3,5 anni per entrambe le
soluzioni proposte (singolo impianto o due generatori).
E’ inutile valutare il ricavo ottenuto dai consorzi, in quanto questi
svolgono la stessa funzione che svolgevano in assenza della microrete: il loro
vantaggio economico consiste nell’essere “azionisti” della “società A” e
guadagnano quindi dai profitti di tale società.
178
Capitolo 9
Esempi di microreti
9-8 Rete in area industriale: risultati
Con riferimento alla microrete in area industriale, le varie simulazioni
realizzate, al variare delle taglie, con i relativi costi, sono riportate in Tab. 9V, dove:
%GD è la percentuale di penetrazione della GD nella rete, definita
come il rapporto tra la potenza installata ed il carico complessivo
all’inizio del periodo di studio;
Cnet è il costo della rete, che comprende il costo delle perdite e dei
disservizi;
CR è il costo di acquisto dell’energia dalla rete, basato su un prezzo
medio di 70 €/MWh;
CGD è il costo di acquisto (produzione) dell’energia da GD, con un
prezzo di 75 €/MWh;
CTH è il costo del termico, valutato considerando una caldaia a
gasolio equivalente, con un prezzo di 103,37 €/MWh. Il costo del
termico prodotto con un cogeneratore si assume nullo, poiché il costo
di produzione è già conteggiato nel termine CGD;
CIGD è l’investimento necessario per l’installazione della GD,
compresi gli oneri di connessione, calcolati in base alle recenti
Delibere dell’Autorità;
CTLR è il costo per la rete di teleriscaldamento, determinato come
indicato in precedenza;
Nella Tab. 9-VI sono indicati, al variare delle taglie, i seguenti parametri
caratteristici dell’investimento, con riferimento alla società:
ricavo annuale della “società A”, derivante dalla vendita di energia
elettrica in Borsa, ad un prezzo medio di 70 €/MWh;
ricavo annuale della “società A”, derivante dalla vendita di energia
termica agli utenti del distretto, ad un prezzo di 30 €/MWht;
costo annuale di produzione dei cogeneratori, con riferimento ad un
prezzo di 75 €/MWh;
TPB è il tempo di ritorno dell’investimento; nella prima colonna (“no
CB”) non sono conteggiati i ricavi derivanti dai certificati bianchi,
considerati nell’ultima colonna.
179
Capitolo 9
Esempi di microreti
Tab. 9-V Microrete in area industriale: risultati economici
Taglie
[kVA]
n. GD
Cnet
% GD
[M€]
CR
[M€]
CGD CTLR
[M€] [M€]
CTH
[M€]
COSTO
TOTALE
CIGD
configurazione
(con
oneri)
[M€]
[M€]
CITLR
[M€]
250
62 CHP
39.38
5.3
118.9
73.6
-
318.4
516.1
14.0
-
500
62 CHP
78.76
4.1
58.6
147.2
-
227.2
436.1
24.8
-
1000
59 CHP
149.89
4.4
- 50.3
281.2
0.9
130.2
366.5
44.3
0.9
2500
18 CHP
114.32
9.8
4.1
213.6
1.3
220.5
449.4
32.4
0.9
5000
12 CHP
152.43
7.6
- 54.2
284.8
9.3
235.9
483.3
43.0
9.2
10000
12 CHP
304.87
17.7
- 287.3
5.6
13.4
235.9
549.2
85.0
13.4
194.35
5.9
- 118.3 363.1
5.0
- 26.2
229.5
55.5
2.0
231.19
9.0
- 174.7 432.0
15.0
- 75. 6
205.6
65.9
2.2
265.49
14.5
- 227.2 496.1
22.5
- 72. 6
233.2
75.2
1.7
76.22
6.1
9.2
235.9
456.1
21.9
9.1
39 CHP
500
1000
2500
500 → 3
1000 → 10
2500 → 26
1000
2500
1000 → 11
2500 → 32
1000
2500
5000
1000 → 2
2500 → 23
5000 → 9
43 CHP
34 CHP
2500
12 CHP
5000
2500 → 12
10000
62.4
142.4
Nella 9-9 sono invece indicati, sempre al variare delle taglie, i seguenti
parametri:
risparmio annuale di energia primaria, in ktep, per definire il risparmio
energetico realizzato e, conseguentemente, il valore dei certificati
bianchi;
il risparmio medio percentuale dal punto di vista dei clienti che
partecipano alla microrete;
la percentuale dei clienti termici serviti dalla rete di teleriscaldamento;
la riduzione percentuale nelle emissioni di CO2.
180
Capitolo 9
Esempi di microreti
Tab. 9-VI Microrete in area industriale: risultati per l’analisi economica
Taglie
[kVA]
n. GD
% GD
Ricavo
energia
elettrica
[M€/anno]
250
62 CHP
39.38
8.6
4.0
500
62 CHP
78.76
17.1
1000
59 CHP
149.89
2500
18 CHP
5000
10000
TPB
TPB
(no CB)
[anni]
(con CB)
[anni]
9.2
4.3
2. 6
8.0
18.3
3.9
2.3
32.6
14.7
35.0
3.9
2.2
114.32
24.8
11.6
26.6
3.6
2.1
12 CHP
152.43
33.1
15.4
35.5
4.2
2.5
12 CHP
304.87
66.2
30.9
71.0
3.9
2.3
194.35
42.2
20.0
45.2
3.8
2.2
231.19
50.2
23.4
53.8
4.3
2.5
265.49
57.7
26.9
61.8
4.5
2.6
76.22
16.6
7.7
17.7
4.9
2.9
39 CHP
500
1000
2500
500 → 3
1000 → 10
2500 → 26
1000
2500
1000 → 11
2500 → 32
1000
2500
5000
1000 → 2
2500 → 23
5000 → 9
2500
5000
10000
Ricavo
Costo
energia
esercizio
termica
GD
[M€/anno]
[M€]
43 CHP
34 CHP
12 CHP
2500 → 12
9-9 Rete in area industriale: commenti
Il confronto fra le varie soluzioni è fatto anche in base a criteri ambientali,
ricorrendo ad indici quali l’IRE (che insieme al LT servirà anche per
verificare il rispetto della normativa e la bontà dell’impianto) ed il risparmio
di energia primaria, nonché calcolando l’eventuale riduzione di emissioni di
CO2.
Analizzando i risultati ottenuti, è facile notare come al crescere delle taglie
il numero di generatori allocati diminuisce; inoltre, il programma non ha
previsto in nessun caso l’allocazione di generatori che producano sola energia
elettrica: questo è dovuto alla notevole incidenza della domanda termica (e
del relativo costo) rispetto a quella elettrica. Per il confronto tra le alternative
181
Capitolo 9
Esempi di microreti
indicate in tabella, è necessario tenere conto del fatto che le prime due voci di
costo indicate per la rete sono costi a carico del distributore, e non hanno
perciò influenza nella scelta della rete per il caso di studio proposto; tali voci
sono state comunque inserite in quanto possono essere in ogni caso una utile
indicazione relativamente alla richiesta di connessione al distributore locale.
Tab. 9-VII Microrete in area industriale: parametri ambientali e risparmio clienti
% GD
Risparmio
energia
primaria
[ktep]
Risp.
medio
clienti
[%]
Clienti
con
CHP
[%]
Riduzione
CO2
[%]
62 CHP
39.38
24.5
34.2
100.0
23.2
500
62 CHP
78.76
48.9
34.2
100.0
33.2
1000
59 CHP
149.89
93.4
34.2
100.0
25. 6
2500
18 CHP
114.32
71.0
34.1
29.0
41.3
5000
12 CHP
152.43
94.7
34.1
19.4
26.1
10000
12 CHP
304.87
189.4
34.1
19.4
6.4
194.35
120.7
34.2
100.0
10.8
231.19
143. 6
34.2
100.0
7.1
265.49
164.9
34.2
100.0
5.2
76.22
47.3
34.1
19.4
32.2
Taglie
[kVA]
n. GD
250
39 CHP
500
1000
2500
500 → 3
1000 → 10
2500 → 26
1000
2500
1000 → 11
2500 → 32
1000
2500
5000
1000 → 2
2500 → 23
5000 → 9
2500
5000
10000
43 CHP
34 CHP
12 CHP
2500 → 12
Con riferimento alle tabelle precedenti, al crescere della quantità di
generazione allocata, si possono fare le seguenti osservazioni:
si riducono i costi da sostenere per la gestione della microrete, data la
maggiore disponibilità per la vendita nelle ore di punta e quindi
maggior ricavi;
182
Capitolo 9
Esempi di microreti
il tempo di ritorno dell’investimento diminuisce, anche se tale
diminuzione non si manifesta oltre un certo valore di penetrazione di
GD, dove addirittura la bontà dell’investimento peggiora;
Tra le soluzioni presentate, analizzando i costi della rete e di investimento
e l’effettiva allocazione dei generatori nella rete (non riportata per tutti i casi
per semplicità), quella che fornisce il miglior compromesso è quella con
generatori da 500 kW, 1 e 2,5 MW, evidenziata in grigio; in questo caso la
configurazione ottima è caratterizzata da una percentuale di generazione
installata del 194,35% (Fig. 9-E), riferita alla potenza dei carichi all’inizio del
periodo di studio. La maggiore domanda energetica dell’area A comporta una
maggiore generazione in quell’area, anche se il posizionamento dei
generatori è sufficientemente distribuita in posizione baricentrica rispetto ai
carichi elettrici e termici.
Dal punto di vista ambientale, la configurazione scelta consente:
una riduzione delle emissioni di anidride carbonica del 10,8%;
un risparmio di energia primaria quantificato pari a 120.700 ktep
(tonnellate di petrolio equivalente).
Un ulteriore vantaggio deriverebbe inoltre dalla vendita dei cosiddetti
“certificati bianchi” che, in base alle politiche di promozione del risparmio
energetico negli usi finali introdotte dai Decreti Ministeriali del 20 luglio
2004, vengono assegnati a quei soggetti che abbiano realizzato interventi di
risparmio energetico riconosciuti dall’AEEG. In tali condizioni si ha un
tempo di ritorno dell’investimento pari a 2,2 anni.
Come anticipato all’inizio del capitolo, si effettua ora una valutazione
economica semplificata della configurazione di generazione ottenuta. Una
sintesi dei costi di realizzazione, comunque già indicati in Tab. 9-V, è
riportata in Tab. 9-VIII. Al fine di effettuare una valutazione semplificata di
tali investimenti si considerano i ricavi possibili che derivano da tali scelte. A
tal scopo sono stati individuati tutti i flussi di cassa in entrata ed in uscita,
suddivisi tra ricavi e costi ed in base ai soggetti che li producono e/o ne
fruiscono.
183
Capitolo 9
Esempi di microreti
Fig. 9-E Microrete in area industriale: configurazione ottima ottenuta
Tab. 9-VIII Microrete in area industriale: costi per la configurazione
Potenza elettrica
Costi di impianto
Installata
[M€]
Costo rete
teleriscaldamento
[M€]
Totale
[M€]
3 generatori da 500 kW
10 generatori da 1 MW
55,5
2,0
57,5
26 generatori da 2,5 MW
Il margine operativo annuo della “società A” è ottenuto in base ai vari
costi da sostenere (negativi se indicano un guadagno), come di seguito
indicati; le singole voci sono state ottenute in modo analogo a quanto già
indicato in precedenza.
184
Capitolo 9
Esempi di microreti
Tab. 9-IX Microrete in area industriale: flussi di cassa per la configurazione
Costo [M€]
Vendita energia elettrica
considerando un prezzo medio di 70 €/MWh
Vendita energia termica
considerando un prezzo di 30 €/MWht
Produzione di energia elettrica
considerando un prezzo di 75 €/MWh
TOTALE
-42,2
-20,0
+45,2
-17,0
In definitiva, come indicato nella tabella, si ottiene un margine operativo
annuo pari a -17 M€, da cui deriva, considerando un tasso di interesse del
5%, un tempo di ritorno dell’investimento di 3,8 anni.
La soluzione relativa al “caso base”, con uno o due impianti, presentava
un tempo di ritorno dell’investimento pari a 3,5 anni a fronte di un
investimento iniziale di 127 M€ circa. La configurazione a microrete,
proposta in questo capitolo, invece, ottenibile con un opportuno set di
microturbine da 250 kVA produce un tempo di ritorno di 3,8 anni, con un
investimento iniziale di 57,5 M€.
E’ facile notare come sia notevolmente conveniente il caso “distribuito”
proposto in questa relazione, considerando i seguenti fattori:
il tempo di ritorno dell’investimento, se pur leggermente più alto per il
caso distribuito, si può considerare praticamente uguale;
l’investimento iniziale necessario è molto minore (meno della metà)
per il caso con “piccoli generatori” rispetto all’altro caso;
si riducono i costi energetici;
la possibilità di attuare un sostanziale risparmio energetico attraverso
un uso più razionale della fonte primaria e quindi una riduzione
dell’uso di combustibile, con un minor impatto ambientale;
non sempre il maggior vantaggio economico coincide con quello
ambientale: la scelta della soluzione ottimale viene comunque
effettuata in base a criteri economici, anche se si deve comunque
cercare di valutare soluzioni con un notevole risparmio di emissioni
inquinanti che presentano comunque vantaggi economici interessanti.
185
Capitolo 9
Esempi di microreti
In secondo luogo, la scelta di un impianto unico richiederebbe infatti un
investimento elevato non solo per l’acquisto dell’impianto stesso e delle
attrezzature ma anche per tutte le opere civili ad esso connesse (costruzione
del sito, costi di posa dei tubi al di sotto del manto stradale, etc.). Si avrebbe
inoltre il problema di trovare una ubicazione adeguata. A tali valutazioni
vanno sommate anche quelle relative ai problemi di concessioni per
l’installazione e il notevole impatto ambientale. Più realistica e sicuramente
di più facile ed immediata realizzazione sarebbe invece la scelta di diversi
“piccoli” impianti ubicati nei pressi delle utenze che si intende servire. Infatti
questi sarebbero di dimensioni di gran lunga minori, avrebbero dunque la
possibilità di essere installati al posto o nelle vicinanze degli spazi riservati
alle centrali termiche, non richiederebbero ingenti investimenti per le opere
civili e potrebbero servire utenze molto vicine fra loro, implicando dunque
minor perdite per il trasporto dell’energia elettrica e del calore prodotti ed un
dimensionamento ottimale per le utenze fornite all’interno di ciascuna “isola
energetica”, consentendo dunque un maggiore equilibrio fra domanda e
fornitura di energia.
9-10 Dati per la microrete commerciale
Nel corso degli anni ’90 varie aziende della grande distribuzione hanno
fortemente perseguito una precisa scelta strategica a favore degli ipermercati
inseriti in Centri Commerciali, la più innovativa forma di distribuzione
moderna. L’Ipermercato è una struttura di vendita di prodotti alimentari e di
grandi dimensioni (da oltre 4000 m2) generalmente inserita in un particolare
contesto edilizio ed urbanistico di “Centro Commerciale” che riunisce una
molteplicità di servizi.
Queste grandi strutture agevolano il Consumatore in termini sia di
comodità e facilità d’accesso (ad esempio le collocazioni su importanti radiali
di traffico e le ampie disponibilità di parcheggio), sia di fruizione
semplificata ed accentrata di un’ampia gamma di servizi commerciali e non.
Per questo motivo, all’interno del Centro Commerciale sono generalmente
presenti strutture di vendita della grande distribuzione alimentare, punti
vendita di medie e grandi dimensioni specializzati in prodotti non alimentari,
186
Capitolo 9
Esempi di microreti
un’ampia gamma di esercizi commerciali tradizionali (gastronomia,
abbigliamento, etc.), molteplici servizi commerciali (bar, ristoranti, etc.) e
talvolta anche servizi ed uffici pubblici. Sono inoltre particolarmente rilevanti
anche i vantaggi prodotti dal centro commerciale sotto il profilo urbanistico
in quanto generalmente questo è occasione di sviluppo o di risanamento di un
quartiere o di una periferia urbana oppure di recupero di un’aria commerciale
o industriale dismessa.
Per definire la microrete relativa alla piattaforma commerciale, sono stati
analizzati i consumi elettrici e termici relativi a tali utenza, in base alla
documentazione ricevuta; in particolare si riassumono i principali consumi
termici che sono utilizzati, distinti per categorie:
GRANDE DISTRIBUZIONE. La richiesta di energia elettrica è pari a
circa 4 GWh che, considerando 4.000 ore di funzionamento, conduce
ad una potenza richiesta di 1 MW;
ALTRE UTENZE. Secondo valutazioni di larga massima, i consumi di
questi ultimi utenti possono essere stimati circa in un 50% rispetto
all'utenza principale: con queste posizioni, la potenza richiesta per tali
utenti è pari a 0,5 MW;
ENERGIA TERMICA. La richiesta di energia termica è pari a circa 1
GWh che, considerando 5.000 ore di funzionamento, conduce ad una
potenza termica richiesta di 0,2 MW.
Come già è stato fatto per l’area industriale, è necessario realizzare il file
dati di ingresso al software, che contiene tutte le informazioni relative alla
rete di distribuzione dell’area da analizzare.
Le informazioni relative alla rete di distribuzione anche in questo caso non
sono note. Per tali motivi, in base ai dati noti, si è proceduto ancora una volta
alla creazione di un file (e quindi una rete) che rappresentasse, con opportune
ipotesi realistiche, la rete di distribuzione dell’area. In particolare, è stato
necessario definire:
numero e tipologia dei nodi primari e secondari;
coordinate dei nodi primari e secondari;
potenza elettrica per ogni nodo;
linee elettriche esistenti.
Di seguito si presentano i criteri utilizzati per la definizione di tali
grandezze.
187
Capitolo 9
Esempi di microreti
Per quanto riguarda il numero, la tipologia e le coordinate dei nodi, si è
fatto riferimento a situazioni di riferimento; per la tipologia dei carichi si
sono ipotizzati carichi industriali e residenziali (in termini di parametri
caratteristici) opportunamente distribuiti. Si ipotizza di avere, nel centro
commerciale, 2 punti di prelievo (nodi) relativi alla grande distribuzione e 2
punti per le altre utenze. La potenza elettrica di ciascun nodo è stata ottenuta,
con riferimento ai dati indicati in precedenza, suddividendo, a partire dai
consumi energetici totali, i consumi di energia secondo i vari punti di
prelievo. In base alle ipotesi fatte, si ottengono così un insieme di nodi con
potenza installata di 500 kW ed altri nodi con una potenza nominale di 250
kW. Il carico termico (200 kW) si ipotizza concentrato in un unico nodo. La
modellizzazione di carichi (elettrici e termici) e generatori è ottenuta
mediante curve giornaliere, al fine di ottenere uno studio più preciso.
Le linee elettriche esistenti, una volta definiti i nodi, sono state ipotizzate
in modo tale da realizzare una tipica struttura di rete radiale.
In definitiva, la rete è costituita da una cabina primaria AT/MT e 4 cabine
secondarie MT/BT, di cui 3 classificate “TOP” ed una classificata di
“laterale”. Si ipotizzano inoltre 5 lati aerei esistenti. Il periodo di studio è
ancora una volta di 20 anni; il tasso di crescita dei carichi è stato assunto
costante e pari al 3% annuo per ogni nodo della rete. La rete ottenuta è
mostrata in Fig. 9-F.
Fig. 9-F Rete relativo alla piattaforma commerciale
188
Capitolo 9
Esempi di microreti
9-11 Microrete commerciale: risultati
Le varie simulazioni realizzate per la microrete in area commerciale, al
variare delle taglie, con i relativi costi, sono riportate in Tab. 9-X, dove le
grandezze presentate sono quelle già illustrate per la microrete in area
industriale. Il carico termico, per costruzione, è ipotizzato come concentrato
in un unico nodo: per questo motivo non si ha rete di teleriscaldamento.
Tab. 9-X Microrete commerciale: risultati economici
Taglie
[kVA]
n. GD
Cnet CR CGD CTLR CTH
% GD
[M€] [M€] [M€] [M€] [M€]
COSTO
TOTALE
CIGD
configurazione
(con
oneri)
[M€]
[M€]
CITLR
[M€]
250
1 CHP
20.50
0.6
4.6
1.2
-
- 0.2
6.12
0.3
-
500
1 CHP
41.00
0.6
3.6
2.4
-
- 0.2
6.33
0.4
-
250
500
500 → 1
250 → 0
41.00
0.6
3.6
2.4
-
- 0.2
6.32
0.5
-
1 CHP
Nella Tab. 9-XI sono indicate, al variare delle taglie, i parametri
caratteristici dell’investimento, con le stesse notazioni già presentate per il
caso di microrete in area industriale.
Tab. 9-XI Microrete commerciale: risultati per l’analisi economica
Taglie
[kVA]
n. GD
% GD
Ricavo
energia
elettrica
[M€/anno]
250
1 CHP
20.50
0.1
0.1
500
1 CHP
41.00
0.3
250
500
500 → 1
250 → 0
41.00
0.3
1 CHP
Ricavo
Costo
energia
esercizio
termica
GD
[M€/anno]
[M€]
TPB
TPB
(no CB)
[anni]
(con CB)
[anni]
0.1
4.3
2.6
0.1
0.3
3.9
2.3
0.1
0.3
3.9
2.3
189
Capitolo 9
Esempi di microreti
9-12 Microrete commerciale: commenti
Analizzando i risultati ottenuti, è facile notare che, come già accadeva nel
caso di microrete in area industriale, il software non ha previsto in nessun
caso l’allocazione di generatori che producano sola energia elettrica: questo è
dovuto alla notevole incidenza della domanda termica (e del relativo costo)
rispetto a quella elettrica.
Con riferimento alla Tab. 9-X, al crescere della quantità di generazione
allocata, si possono fare le seguenti osservazioni:
i casi presentati nella seconda e terza riga sono equivalenti;
si riducono i costi da sostenere per la gestione della microrete, data la
maggiore disponibilità per la vendita nelle ore di punta e quindi
maggior ricavi;
il tempo di ritorno dell’investimento diminuisce.
Tra le due soluzioni presentate, escludendo la terza perché coincidente con
la seconda, analizzando i vari parametri, quella che fornisce il miglior
compromesso è quella con un generatore da 500 kW, evidenziata in grigio,
caratterizzata da una percentuale di generazione installata del 41%, riferita
alla potenza dei carichi all’inizio del periodo di studio. Dal punto di vista
ambientale, la configurazione scelta consente una riduzione delle emissioni di
anidride carbonica del 11,65% ed un risparmio di energia primaria
quantificato pari a 786 tep.
190
Conclusioni
Le ricerche e gli studi condotti nella presente tesi hanno
riguardato l’utilizzo delle microreti nei sistemi di potenza, con
particolare riferimento al risparmio energetico nel settore
industriale e terziario.
Per valutare la convenienza economica delle microreti si sono
analizzate le applicazioni del concetto di microrete ad un
distretto industriale e ad una piattaforma commerciale. Inoltre,
per la microrete in ambito industriale, è stato sviluppato un
confronto tecnico-economico rispetto ad una soluzione
alternativa che prevede la costruzione di grosse centrali
cogenerative.
Gli studi su casi reali sono stati eseguiti al variare delle
taglie (in numero e valore) disponibili. Riferendosi al caso
relativo al distretto industriale, per la configurazione scelta
come ottima, tra tutte quelle proposte, è stato inoltre eseguito
un confronto tecnico-economico rispetto alla soluzione con uno
o più impianti centralizzati. Dopo l’analisi tecnico-energetica
del sito/utenza, è stata valutata la convenienza economica del
progetto, presupposto imprescindibile per poter procedere alla
sua realizzazione. La convenienza economica di un
investimento è normalmente valutata in base al rapporto tra i
flussi di cassa previsti e l’investimento richiesto.
Il confronto realizzato secondo quanto indicato in precedenza
e le relative analisi dell’investimento relative alla piattaforma
191
Conclusioni
commerciale hanno prodotto risultati incoraggianti per quanto
riguarda l’utilizzo della microrete, evidenziandone i possibili
benefici economici e sociali. Inoltre, con riferimento al
confronto tra soluzione centralizzata e microrete in ambito
industriale, sembra infatti più realistica e sicuramente di più
facile ed immediata realizzazione, per varie ragioni, la scelta di
diversi “piccoli” impianti ubicati nei pressi delle utenze che si
intende servire.
Dal punto di vista ambientale, l’analisi effettuata in questa
tesi ha evidenziato, ad ulteriore conferma dei benefici
ambientali prodotti dalle microreti, lo sfruttamento razionale
dell’energia primaria ed il minor contributo apportato al
riscaldamento globale ottenibile attraverso la cogenerazione
rispetto ai sistemi tradizionali. Il calcolo della quantità di
energia primaria effettivamente risparmiata, effettuata per ogni
configurazione, è stata eseguita tenendo conto dei rendimenti
indicati per il calcolo dell’IRE, secondo la Delibera 42/02.
Gli eventuali sviluppi futuri potrebbero riguardare il
miglioramento del modello predisposto per l’EMS e/o microrete,
in termini di precisione e/o livello di dettaglio. Tuttavia, è bene
sottolineare come il modello realizzato sia abbastanza preciso:
la realizzazione di un modello più accurato potrebbe condurre
infatti a risultati più precisi in valore numerico, ma che
comunque evidenziano il notevole profitto che si consegue con
l’adozione di una microrete. Inoltre, un ulteriore possibile
aspetto da esaminare, ma successivo a quello appena indicato,
potrebbe essere quello relativo alla ricerca delle migliori
configurazioni a microreti tra le varie utenze (carichi e
generatori) presenti nell’area.
192
Bibliografia
[1]
[2]
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elettrica da fonte rinnovabile”, 1999;
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dell’elettricità”, 2003;
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LUGLIO 2004, “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi per
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[55] “Direttiva Europea 2004/8/EC del parlamento europeo e del consiglio
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aggiudicazione degli appalti pubblici di lavori, di forniture e di
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regolazione 2004-2007”, 2004;
[57] Delibera AEEG ARG/elt 119/08, “Disposizioni inerenti l’applicazione
della deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
ARG/elt 33/08 e delle richieste di deroga alla norma CEI 0-16, in
materia di connessioni alle reti elettriche di distribuzione con tensione
maggiore di 1 kV”, 2008;
[58] Delibera AEEG ARG/elt 99/08, “Testo integrato delle condizioni
tecniche ed economiche per la connessione alle reti elettriche con
obbligo di connessione di terzi degli impianti di produzione di energia
elettrica (Testo integrato delle connessioni attive – TICA)”, 2008;
[59] Informazioni tratte da documentazione riservata.
197

Microreti di distribuzione per il miglioramento dell`efficienza

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