ENEL: L`attuale trasmissione e distribuzione di energia elettrica

ENEL: L’attuale trasmissione e distribuzione di energia elettrica
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La rete elettrica
Rete di trasmissione
Rete di distribuzione a media e bassa potenza
Tecnologie di trasmissione
Gestione della rete elettrica
Sistemi di accumulo
La rete elettrica
L’elettricità non è di per sé una fonte di energia, bensì un “vettore energetico”. È cioè il mezzo che permette di
trasportare l’energia che viene generata in centrale dalle fonti energetiche primarie e di distribuirla capillarmente
presso gli utilizzatori per essere nuovamente trasformata in energia (meccanica, luminosa, termica eccetera).
La fornitura di energia elettrica presuppone dunque una “rete di distribuzione” che parte dalle centrali per
raggiungere
gli
utilizzatori
finali.
Tale “rete” è costituita da una serie di linee e di stazioni elettriche.
Le linee elettriche, o elettrodotti, si distinguono, a seconda della tensione di esercizio.
Possono essere di:
– altissima tensione (AAT), da 220 kiloVolt (kV) e oltre
– alta tensione (AT), compresa tra 30 e 150 kV
– media tensione (MT), compresa tra 1 e 30 kV
– bassa tensione (BT), in Europa compresa tra 230 e 400 Volt
Le stazioni elettriche e di distribuzione sono di diversa tipologia e potenza a seconda della funzione cui sono
destinate, che può essere di trasformazione, conversione, regolazione o smistamento dell’energia elettrica.
Rete di trasmissione
Si definisce di trasmissione (o rete primaria di trasporto) il complesso delle linee ad alta e altissima tensione che
collegano le centrali di generazione con le stazioni primarie di smistamento e trasformazione.
La rete di trasmissione ha di regola una struttura “magliata” (tale, cioè, che siano possibili più percorsi tra un
nodo e l’altro) con punti di immissione dell’energia elettrica (le centrali) e punti di prelievo (le stazioni di
trasformazione verso le reti a tensione inferiore) tra di loro collegati da una “rete” di elettrodotti AAT e AT.
La rete di trasmissione copre a larghe maglie l’intero territorio, con distanze tra i nodi variabile tra i 30 e i 100 km e
potenze dell’ordine di centinaia di MW. Oltre ad assicurare il trasporto dell’elettricità generata nelle centrali, essa
ha anche la funzione di interconnettere la rete nazionale con le reti di altri Paesi, in modo da ottimizzare la
produzione e permettere una funzione di soccorso in caso di fuori servizio o malfunzionamenti di centrali e linee.
Complessivamente la rete di trasmissione italiana è costituita da circa 45.378 kmdi linee ad altissima tensione
(di cui 22.436 appartenenti alla Rete di Trasmissione Nazionale – RTN – gestita da Terna), da 373 stazioni
elettriche di potenza compresa tra 132 e 380 kV e da 1.743 cabine primarie di distribuzione di potenza
compresa tra 132 e 220 kV (dati Terna 2007).
Rete di distribuzione a media e bassa potenza
Dalle stazioni di trasformazione AT/MT (cabine primarie) partono le linee di distribuzione a media tensione, con
lunghezze dell’ordine di 10 km, potenza per linea di circa 10 MW e a volte, soprattutto nelle aree abitate, realizzate
in
cavo
interrato.
Tuttavia, nel caso della rete di trasmissione AAT, per trasmettere l’elettricità alle reti a media e bassa tensione
sono spesso necessarie delle reti intermedie (dette di ripartizione) che ripartiscono l’elettricità AT sul territorio
circostante. Ad esempio: nel caso di una stazione di trasformazione 380 kV /132 kV, la rete di ripartizione
trasporterà l’elettricità alle stazioni di trasformazione incaricate di abbassare la tensione da 132 a 15 o 20 kV. Tali
reti vengono in genere controllate o gestire dalle imprese di distribuzione responsabili dell’area.
Le linee in media tensione raggiungono quindi le cabine secondarie dove viene effettuata la trasformazione da
media
a
bassa
tensione,
per
la
consegna
all’utenza
diffusa.
La consegna finale in BT (a 230 Volt nel caso di utenze monofasi, o a 400 V nel caso di utenze trifasi) è
prevalentemente basata su linee aeree nelle zone rurali e su cavi interrati nelle città.
Tutte queste reti (MT e BT) sono di regola a struttura radiale, cioè non chiuse ad anello, ma con potenza che
fluisce dalle tensioni più alte verso quelle più basse, fino alle utenze finali
Tecnologie di trasmissione
Due sono le tecnologie alternative per trasmettere grandi potenze elettriche: la trasmissione in corrente
alternata e quella in corrente continua.
Premesso che la trasmissione di elettricità viene di regola effettuata al livello di tensione il più possibile elevato
(perché in tal modo si contengono le perdite, conseguendo rendimenti maggiori) le reti di trasmissione
funzionano oggi, in tutto il mondo, in corrente alternata (AC – Alternate Current).
Tale tecnologia ha soppiantato l’iniziale trasmissione in corrente continua (DC – Direct Current) grazie soprattutto
all’introduzione dei trasformatori, macchine statiche di grande affidabilità ed efficienza, che consentono di
convertire (con rendimenti prossimi al 100%) i parametri di tensione e corrente in uscita rispetto a quelli in entrata.
La trasmissione in corrente alternata avviene con il sistema trifase (richiede, quindi, tre conduttori per elettrodotto)
a tensione praticamente costante, tanto più elevata quanto maggiore è la distanza da superare e la potenza da
trasmettere. La frequenza può variare: ad esempio è unificata a 50 Hz in Europa e a 60 Hz negli Stati Uniti.
In particolari casi – tipicamente quando si devono trasmettere potenze rilevanti per grandi distanze (generalmente
continentali) o nei collegamenti sottomarini – può essere previsto l’uso di corrente continua, che necessita di due
soli
conduttori
(positivo
e
negativo).
A tal fine si deve però effettuare la doppia conversione di corrente: da alternata a continua in partenza, e da
continua ad alternata all’arrivo. Poiché le stazioni di conversione sono impianti complessi e costosi, la
trasmissione DC diventa quindi conveniente, rispetto a quella AC, solo quando il minor costo dell’elettrodotto
pareggia il maggior costo delle stazioni di conversione. Il che avviene solo per grandi potenze e per grandi
distanze nel caso di linee aeree (oltre i 600-700 km), ma per distanze di solo alcune decine di km nel caso di
collegamenti sottomarini o in cavo interrato
Gestione della rete elettrica
L’energia elettrica non è accumulabile in quantità industriali, salvo ricorrere alla sua conversione in altre forme di
energia, il che è oneroso e viene effettuato solo in casi particolari. In pratica la sua produzione deve coincidere
con il consumo, cui deve adeguarsi letteralmente “istante per istante”.
È dunque di grande importanza conoscere i diagrammi di carico, cioè l’andamento dei consumi nel tempo.
Si hanno diagrammi di carico giornalieri, settimanali, mensili e annuali caratteristici per ciascun tipo di utenza.
Generalmente la massima domanda sulla rete elettrica si ha nei giorni feriali, rispetto a quelli prefestivi e festivi, in
corrispondenza dell’inizio delle attività industriali (punta mattutina) e dell’accendersi delle luci (punta pomeridiana),
per lo più d’inverno rispetto all’estate, salvo alcuni giorni particolarmente caldi in cui l’accensione dei condizionatori
porta a record di punte estive.
Affinché un sistema elettrico sia gestito economicamente e nel contempo assicuri una soddisfacente
qualità del servizio (intesa come capacità di effettiva continuità di esercizio mantenendo, entro stretti limiti, la
costanza di tensione e di frequenza) è indispensabile un’accurata regolazione dei gruppi di generazione e una
ripartizione del contributo dei vari tipi di centrali in base ai costi marginali. Il che è più facile a dirsi che farsi,
considerato che in Italia, ad esempio, sono attualmente (2007) in servizio 13.529 impianti di generazione elettrica
(2.136 idroelettrici, 1.041 termoelettrici, 31 geotermoelettrici e 10.321 da fonti rinnovabili)
A tal fine il parco centrali è strutturato in modo da fornire sia una produzione costante di base, che copre cioè il
minimo sotto il quale la domanda non scende mai, sia una produzione variabile, che deve intervenire in tempi
molto brevi (talune volte in pochi minuti) in corrispondenza della domanda istantanea.
La produzione di base è di solito affidata alle centrali con produzione più conveniente (idroelettriche ad acqua
fluente) o che non prevedono lo spegnimento notturno (termoelettriche e, dove ci sono, nucleari); quella variabile
alle centrali idroelettriche con bacino, a quelle a pompaggio e ai turbogas.
La rete di trasmissione, nei Paesi industrializzati, fa peraltro capo a un dispacciatore centrale (centro di
coordinamento generale), cui sono affidati la valutazione della situazione della rete (efficienza delle centrali e delle
linee, riserve d’acqua nei serbatoi, emergenze locali) e la decisione degli interventi da attuare.
La necessità di un’accurata regolazione della produzione e del trasporto su scala nazionale deriva anche
dall’estensione dell’ interconnessione tra le reti su scala continentale (ad esempio, tutte le reti dell’Europa
occidentale sono collegate in parallelo, in parte anche con l’Europa orientale). Con il trasferimento di grandi
quantità di energia da un Paese all’altro si sfruttano al meglio le risorse energetiche delle varie nazioni, si mette in
comune la potenza disponibile alle migliori condizioni, sfruttando anche lo sfasamento delle punte di carico in
relazione alle diversità di costumi e orari tra i vari Paesi.
D’altra parte, con l’interconnessione si presenta di maggiore complessità il problema della stabilità dei sistemi,
intesa come l’attitudine dei generatori a mantenere il sincronismo, reagendo ad ogni causa perturbatrice (che può
essere di natura elettrica, ma anche meccanica). Infatti qualsiasi perturbazione che si verifichi in un punto
qualsiasi della rete si può ripercuotere sull’intero sistema in modo che ha volte può essere difficilmente
quantificabile, a causa del numero delle variabili in gioco e della complessità delle relazioni esistenti tra di esse.
Le reti elettriche intelligenti
Lo sviluppo della “generazione distribuita” obbliga a ripensare le attuali reti di distribuzione elettrica,
trasformandole da passive in attive. È la logica delle Smart Grids, le reti del futuro, che dovranno applicare al
sistema elettrico i principi che sono oggi alla base della società dell’informazione
Da alcuni anni è crescente l’interesse per individuare innovativi sistemi di generazione elettrica distribuita, cioè
prodotta da un gran numero di piccoli impianti di tipologia diversa e diffusi nel territorio, anche in zone remote.
I motivi sono molti e ben noti: l’espansione del mercato elettrico liberalizzato, la persistente opposizione alla
realizzazione di grandi centrali, lo sviluppo delle nuove tecnologie rinnovabili, le crescenti esigenze di flessibilità e
affidabilità delle forniture, fino a ragioni di sicurezza e di interdipendenza geopolitica.
Teoricamente un valido sistema di generazione distribuita può senz’altro contribuire ad accrescere
l’efficienza del sistema elettrico, a limitarne alcune criticità e a perseguire gli impegni di riduzione delle
emissioni climalteranti. Un contributo che sarà certamente rilevante in un’ottica di medio termine, quando, grazie
alla ricerca e allo sviluppo tecnologico, sarà provata l’affidabilità delle fonti rinnovabili innovative e i costi saranno
ridotti.
Per l’integrazione in rete delle nuove tecnologie di generazione è tuttavia essenziale la disponibilità di nuove
funzioni di controllo supportate da innovative tecnologie informatiche e di comunicazione. L’ingresso massiccio
della generazione distribuita nel sistema elettrico comporta, infatti, la necessità di una maggiore flessibilità nel
controllo e nella protezione della rete elettrica e pone le società di distribuzione di fronte a problematiche del tutto
inedite.
Smart Grids
L’attuale rete di distribuzione è stata fin dall’origine concepita come “passiva”, adatta cioè a trasportare e
distribuire l’elettricità in un flusso unidirezionale (dalla centrale all’utente finale) e ad assorbire potenza solo dalle
reti di tensione superiore. L’introduzione della generazione distribuita in una rete siffatta presenta problemi che
possono essere superati solo finché si tratta di quantitativi molto modesti. Una penetrazione massiccia
comporterebbe, invece, un degrado pressoché inaccettabile della qualità del servizio e problemi di funzionamento
e protezione.
In uno scenario futuro le reti dovranno dunque divenire intelligenti (Smart Grids). Cioè attive, in grado di
soddisfare le crescenti esigenze di flessibilità, economia e affidabilità dei consumatori, ma anche di assorbire
l’energia da qualsiasi punto venga prodotta e di trasferirla (con flusso dal basso verso l’alto, oggi impossibile) ad
altre aree in deficit. Il tutto in tempo reale e in modo dinamico.
In sostanza le Smart Grids dovranno applicare all’energia gli stessi principi che sono alla base della società
dell’informazione. La rete Internet oggi funziona proprio così: consente a qualsiasi dispositivo connesso alla rete di
inviare e ricevere contenuti in modo flessibile e distribuito.
Una Smart Grid è concettualmente costituita da una serie di “mini-reti”, ove chiunque (dai titolari di utenze
domestiche alle piccole e medie imprese, fino alle aziende di maggiori dimensioni) può produrre localmente
energia e utilizzarla per le proprie esigenze al di fuori della rete di erogazione elettrica. Al tempo stesso, grazie alla
tecnologia dei contatori intelligenti, il flusso energetico deve poter avvenire in senso bidirezionale: in altri
termini, i produttori locali potranno, di volta in volta, attingere dalla rete principale o usufruire di essa per rivendere
all’ente erogatore la propria produzione di energia elettrica.
Ma una Smart Grid è qualcosa di ancor più complesso di quanto abbiamo sinteticamente descritto.
Ecco, in estrema sintesi, i principali elementi descrittivi:
Capacità
di
integrare
in
rete
generazione
elettrica
centralizzata
e
diffusa
- Immissione in rete a pari condizioni di generazione costante, variabile e intermittente
Interconnessione
con
altre
reti
(anche
paneuropea)
di
servizi
e
flussi
di
potenza
- Capacità di autoanalisi in modo da evitare congestioni e garantire maggiore affidabilità, sicurezza e qualità del
servizio,
ma
anche
ottimizzare
i
costi
per
manutenzione
e
operativit?
- Disponibilità di informazioni in tempo reale sia per i produttori, sia per i clienti finali
Possibilità per i clienti finali di effettuare scelte che interagiscano con il sistema
- Capacità di quantificare e ricompensare i comportamenti e le scelte virtuose dei clienti
- Architettura di connessione globale (simile a Internet) di “intelligenza distribuita” e flussi di potenza.
Il ruolo delle tecnologie dell’informazione
Tutto questo richiede sensori e chip disseminati nell’intero sistema, in collegamento con tutte le utenze elettriche.
Sarà il software a consentire di disporre in ogni momento dei dati sui quantitativi di energia utilizzati in qualsiasi
punto della rete, utilizzando la capacità di interconnessione per orientare e dosare i flussi di energia a seconda dei
momenti e dei luoghi di maggiore o minor consumo.
È evidente come in questa evoluzione la capacità di connessione e di visione sistemica sia l’arma vincente per
consumare energia in modo efficiente e competitivo. E come siano le tecnologie informatiche e di comunicazione
a dover svolgere un ruolo fondamentale tanto per la gestione della min-irete locale, quanto per l’interazione con il
mercato. È all’interno di questi agenti di scambio verranno riflessi tutti gli aspetti legati ai meccanismi di
governance.
In sostanza è in questo punto focale, basato sulle tecnologie di Information and Communication Technologies
applicate alle reti elettriche, che si giocherà la capacità di incidere sul governo del sistema energetico.
Rinnovabili: il nodo dello storage
Il tema dell’immagazzinamento dell’energia deve entrare con più incisività nella politica energetica dell’Unione
Europea: altrimenti si rischia di vanificare buona parte del possibile contributo delle fonti pulite alla domanda di
elettricità.
Il monito arriva da un nuovo documento della Direzione Generale Energia della Commissione Europea (The future
role and challenges of Energy Storage), pubblicato lo scorso gennaio, che esamina i principali ostacoli che si
frappongono alla diffusione di nuove tecnologie per l’accumulo (storage) di elettricità, evidenziando la povertà dei
numeri attualmente in gioco.
Attualmente, infatti, nell’Unione Europea la capacità di stoccaggio elettrico corrisponde a meno del 5% della
potenza installata nei 27 Paesi membri, ed è relativa quasi esclusivamente ad una sola tecnologia, peraltro
efficiente e molto affidabile: quella del pompaggio idroelettrico.
Una produzione pulita, ma in parte sprecata
L’aleatorietà e la discontinuità di fonti energetiche come l’eolico e il solare, e la loro estrema frammentazione in
impianti di piccola potenza, sono fattori che complicano la gestione delle energie rinnovabili. In particolare la loro
crescita è rallentata dal fatto che le reti elettriche sono state concepite oltre un secolo fa, e si sono sviluppate
fino alle attuali enormi dimensioni, solo con lo scopo di trasferire l’energia dalle centrali agli utenti finali, non
prevedendo la possibilità di prelevare energia da un gran numero di piccoli impianti distribuiti sul
territorio presso gli stessi utenti finali.
Per assorbire e immettere in rete l’energia generata da questi impianti (in Europa ormai sono milioni,
prevalentemente fotovoltaici), consentendone l’ulteriore sviluppo, occorre dunque potenziare la rete, ma
soprattutto occorre modificarla concettualmente e innovarla tecnologicamente secondo la logica delle cosiddette
Smart grids. Per valorizzare appieno la generazione rinnovabile, che per sua natura è tipicamente non
programmabile, è inoltre necessario prevedere anche un’adeguata capacità di immagazzinamento: può infatti
capitare, per esempio, che gli impianti eolici raggiungano il massimo di produzione di notte, quando la domanda è
più scarsa.
Secondo i dati presentati a Roma all’Energy Storage Forum Europe 2012, negli ultimi tre anni solo in Italia
sono andati persi circa 1,6 miliardi di kWh elettrici prodotti da impianti eolici, a causa dell’impossibilità di
immettere in rete l’energia generata o di stoccarla in sistemi di accumulo: uno spreco di ampie proporzioni e
destinato a crescere in assenza di contromisure efficaci.
Il ruolo strategico dell’accumulo
Si capisce dunque come il tema dello stoccaggio rivesta già oggi un interesse cruciale nell’ottica della sostenibilità
energetica. E ancor più lo rivestirà in futuro: i sistemi di accumulo saranno uno dei fondamenti di un sistema
basato sulle reti intelligenti, in grado di ottimizzare la gestione dei flussi di energia.
Dall’efficacia dei sistemi di immagazzinamento dipende infatti la capacità di aumentare la flessibilità del sistema
elettrico: un fattore decisivo sul piano dell’efficienza energetica e del contenimento dei costi. Inoltre, lo stoccaggio
dell’energia può giocare un ruolo anche per ridurre costosi interventi di altro tipo sulle reti, che altrimenti sarebbero
necessari per adeguare il sistema ai livelli crescenti della produzione rinnovabile.
Le attese nel fotovoltaico
L’attualità del tema è confermata dalla prontezza con cui l’European Photovoltaic Industry Association (Epia) ha
raccolto l’appello Commissione Europea e ne ha sottolineato l’importanza, indicando nel sistema degli accumuli
il “completamento ideale” della produzione da fonte solare.
Secondo l’Epia lo stoccaggio è indispensabile per spostare la generazione fotovoltaica di picco dalle ore diurne a
quelle serali, migliorando l’equilibrio tra domanda e offerta. Ne deriverebbe un aumento della quota fotovoltaica nel
mix energetico, il che a sua volta darebbe luogo a un percorso virtuoso: l’industria del settore beneficerebbe di una
riduzione dei costi, liberando ulteriori risorse da investire nei sistemi di accumulo.
Migliorare il pompaggio idroelettrico
Al momento le centrali idroelettriche a pompaggio sono l’unica opzione tecnologica in grado accumulare grandi
quantità di energia in modo pienamente affidabile ed economicamente vantaggioso. Ma anche questa soluzione
potrebbe essere sfruttata più a fondo se, come ha recentemente raccomandato Eurelectric (l’associazione delle
industrie elettriche europee), l’Ue attuerà politiche adeguate per assegnare all’idroelettrico il ruolo centrale che
merita nella transizione verso un sistema a basse emissioni di gas serra.
Rafforzando questo settore, e ampliandone le capacità di immagazzinamento di energia, si comincerebbe a
rispondere efficacemente agli squilibri determinati sulla rete dall’eccedenza della produzione rinnovabile. E nel
frattempo potrebbero arrivare a maturazione industriale le altre soluzioni di stoccaggio che si stanno
affacciando sul mercato, che sono più numerose di quanto comunemente si pensi (diverse batterie di varia
concezione, impianti a pompaggio di tipo ibrido, sistemi sotterranei di aria compressa, sistemi a idrogeno e molto
altro) e di cui ci occuperemo prossimamente in modo dettagliato.