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PIANO TRIENNALE DELLA RICERCA DI SISTEMA ELETTRICO E PIANO OPERATIVO ANNUALE - PDF
PIANO TRIENNALE DELLA RICERCA DI SISTEMA ELETTRICO E PIANO OPERATIVO ANNUALE
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Lidia Gagliardi
1 MINISTERO DELLE ATTIVITÀ PRODUTTIVE Direzione Generale per l Energia e le Risorse Minerarie PIANO TRIENNALE DELLA RICERCA DI SISTEMA ELETTRICO E PIANO OPERATIVO ANNUALE Documento proposto al Ministero delle attività produttive dal Comitato di Esperti di Ricerca per il Settore Elettrico in data 6 luglio 2005 e approvato con modifiche e integrazioni con decreto del Ministro delle attività produttive 23 marzo 2006 Roma, 23 marzo 2006
2 INDICE 1. PREMESSA CRITERI DI FORMAZIONE DEL PIANO ANALISI DI SCENARIO DEL SISTEMA ELETTRICO: PROBLEMI EMERGENTI Governo del sistema elettrico Sviluppo del sistema di generazione e trasmissione Gestione del sistema in economia nel rispetto dell ambiente Gestione del sistema in sicurezza Sviluppo e gestione delle reti di distribuzione Gestione del carico Gestione della qualità Produzione e fonti energetiche Miglioramento del rendimento medio di generazione del parco termoelettrico Flessibilizzazione del comportamento delle centrali Riduzione delle emissioni specifiche delle centrali Diversificazione del mix di fonti primarie destinate alla produzione di energia Generazione distribuita Trasmissione e distribuzione Reti ad AT Reti a MT-BT Usi finali Fabbisogno energetico degli edifici Gestione dei carichi Efficienza delle apparecchiature Generazione distribuita Comunicazione e informazione fra istituzioni, produttori, consumatori e pubblico Sviluppo della normativa tecnica Ricerche propedeutiche alla formulazione di regole ed alle valutazioni di impatto regolatorio TIPOLOGIE DI RICERCHE Messa a punto di metodologie per la previsione, l interpretazione, la simulazione e/o la determinazione di procedure operazionali relative ai vari sistemi o componenti Sviluppo di tecnologie innovative, a livello di componenti e/o di processi e/o di sistemi II
3 4.3 Ricerca prenormativa o propedeutica alla definizione di nuove regole per il sistema elettrico Ricerche che consentano la partecipazione di operatori nazionali in grandi programmi internazionali di ricerca Analisi esplorative su problemi emergenti TEMI DI RICERCA Governo del Sistema Sviluppo del sistema di produzione e trasmissione Gestione del sistema in economia nel rispetto dell ambiente Gestione del sistema in sicurezza Sviluppo e gestione delle reti di distribuzione Gestione della qualità Gestione del carico Il sistema elettrico italiano in regime di mercato e le problematiche di sicurezza Produzione e fonti energetiche Parco idroelettrico Miglioramento del rendimento medio di generazione del parco termoelettrico Flessibilizzazione del comportamento delle centrali Riduzione delle emissioni specifiche delle centrali Diversificazione delle fonti energetiche Generazione distribuita Trasmissione e distribuzione Reti ad AT Reti a MT-BT Usi finali Fabbisogno energetico degli edifici Gestione dei carichi (in comune con 5.1.5) Efficienza delle apparecchiature Generazione distribuita Comunicazione ed informazione tra istituzioni, produttori, consumatori e pubblico PREVISIONE DI FABBISOGNO PIANO OPERATIVO ANNUALE E AFFIDAMENTO TRAMITE ACCORDI DI PROGRAMMA Piano operativo annuale...56 III
5 1. PREMESSA Il Piano Triennale descritto nel seguito è il documento di base che fissa la natura dei progetti della Ricerca di Sistema, le priorità, gli obiettivi ed i risultati attesi, nonché il Piano Operativo Annuale e la previsione di fabbisogno del Fondo. In particolare, il D.M. 26 gennaio 2000 definisce, al titolo IV, art. 10, l ambito generale delle attività di ricerca e sviluppo per il settore elettrico e precisa il carattere e la natura che tali attività devono possedere ed i vincoli ai quali esse devono soddisfare affinché i relativi costi siano classificabili come onere generale afferente al sistema elettrico, ai sensi dell art. 3, comma 11, del D. Lgs. 16 marzo 1999, n. 79 e, quindi, siano finanziabili a carico del Fondo per il finanziamento delle attività di ricerca (Fondo), istituito dall art. 11 dello stesso decreto ministeriale. Nel rispetto delle anzidette definizioni di ambito, di caratteristiche e di limiti, scopo del presente documento è, innanzi tutto, specificare sul piano tecnico le parti che compongono l ambito generale di interesse. Sulla base di un approfondita analisi del panorama delle necessità di ricerca del sistema elettrico, sono state identificate le ricerche che rivestono carattere di priorità per il sistema nazionale e definiti, per ciascuna di queste ultime, gli obiettivi specifici. A conclusione della suddetta analisi, nel presente documento è formulato il Piano Triennale della Ricerca di Sistema, insieme con la correlata previsione di fabbisogno per il finanziamento del Fondo per il triennio Infine, tenuto conto delle priorità di ordine più elevato, delle risorse disponibili e di quelle previste per l anno corrente 2005, provenienti dal gettito della componente A5 della tariffa del servizio di distribuzione dell energia elettrica, il CERSE ha predisposto il Piano Operativo Annuale della Ricerca di Sistema relativo al corrente anno 2005, primo anno del triennio di riferimento. In questo contesto, per sistema elettrico deve intendersi l insieme organizzato degli apparati e impianti che consentono l utilizzazione delle fonti di energia tramite il vettore elettricità. Esso comprende: gli apparati ed impianti di conversione da qualsiasi fonte energetica in energia elettrica (generazione) e da energia elettrica in altre forme di energia per gli usi finali (utilizzazione); la rete per l interconnessione di tutti gli impianti ed apparati di cui sopra (trasmissione e distribuzione); i sottosistemi materiali e immateriali che rendono possibile l esercizio del sistema, quali, per esempio, il sistema di protezione, il sistema di controllo e di dispacciamento, il sistema di comunicazione ed informatico, ecc. (governo del sistema); La Ricerca di Sistema ha come obiettivi, nell ambito del sistema elettrico ed in una prospettiva di lungo termine: la riduzione del costo dell energia elettrica per i consumatori finali; il miglioramento dell affidabilità del sistema, della sicurezza e della qualità del servizio; la riduzione dell impatto del sistema elettrico sull ambiente e sulla salute, nel rispetto dei limiti di uno sviluppo sostenibile e dei relativi accordi internazionali sottoscritti dal nostro Paese; l utilizzazione razionale delle risorse energetiche nazionali e d importazione, in armonia con le strategie economiche ed ambientali del Paese. Requisito essenziale perché i progetti siano finanziabili è, pertanto, che i loro obiettivi siano tali da consentire agli operatori del sistema di tradurne i risultati in tangibili vantaggi per gli utilizzatori finali dell energia elettrica, senza peraltro escludere ricerche di natura esplorativa proposte da organismi di ricerca del settore. Gran parte dei progetti potrà comportare un contestuale interesse 1
6 specifico da parte dei proponenti, e, in tal caso, è richiesto il cofinanziamento dei progetti stessi, oltre al coinvolgimento diretto e indiretto degli stessi proponenti. Il programma si pone quindi anche la finalità di realizzare un volano per convogliare il capitale privato nella ricerca, contribuendo alla costruzione ed al rafforzamento del sistema nazionale di ricerca nel settore specifico, anche mediante la considerazione delle istanze ed il conseguente coinvolgimento della domanda diffusa. In aderenza alle finalità del D.M. 26 gennaio 2000, la definizione di innovazione tecnologica di interesse generale per il sistema elettrico risulta comprensiva di ogni applicazione o aspetto innovativo risultato di attività di ricerca (sia esso di natura metodologica, tecnica, tecnologica), che abbia natura prevalentemente applicativa e dall utilizzo pratico della quale scaturisca un evidente e misurabile beneficio per gli utilizzatori finali dell energia elettrica. In questa definizione possono essere incluse anche attività configurabili come ricerca di base, limitatamente agli aspetti strettamente necessari per il conseguimento dell obiettivo applicativo del progetto. Le tre tipologie di ricerca considerate ammissibili dal CERSE sono la ricerca fondamentale, la ricerca industriale e la ricerca pre-competitiva, definite, coerentemente con le direttive europee, come segue: Ricerca fondamentale: è l attività di ricerca di tipo applicativo che mira all ampliamento delle conoscenze scientifiche e tecniche, che non devono essere connesse agli obiettivi industriali o commerciali perseguiti da una singola impresa ed ai cui risultati devono essere garantiti libero accesso ed ampia diffusione. Ricerca industriale: è la ricerca pianificata o l indagine critica finalizzate ad acquisire nuove conoscenze, così che queste possano essere utili per mettere a punto nuovi prodotti, processi produttivi o servizi o comportare un notevole miglioramento dei prodotti, processi produttivi o servizi esistenti. Ricerca pre-competitiva: è l attività di concretizzazione dei risultati della ricerca industriale in un piano, un progetto o un disegno per prodotti, processi produttivi o servizi nuovi, modificati o migliorati, siano essi destinati alla vendita o all utilizzazione, compresa la creazione di un primo prototipo non idoneo a fini commerciali. 2. CRITERI DI FORMAZIONE DEL PIANO Il CERSE ha impostato il Piano Triennale partendo da un analisi dei problemi concreti che già oggi si manifestano e di quelli che si delineano nello sviluppo del sistema elettrico italiano. Questo in considerazione di quanto riportato nella premessa ed in particolare della natura prevalentemente applicativa dei progetti di ricerca ammissibili a finanziamento e dell esigenza di ottenere risultati concretamente utilizzabili entro tempi ragionevoli, al fine di conseguire un evidente e misurabile beneficio per gli utilizzatori finali. In questa analisi, le cui conclusioni sono riassunte nel capitolo 3, si è fatto attento riferimento ai documenti sul tema emessi da organismi istituzionali, alle risultanze delle audizioni dei principali soggetti potenzialmente interessati alla materia, ovvero dei loro organismi rappresentativi, nonché a varie consultazioni informali di esperti nel settore. Nella stesura del Piano, si è curata particolarmente l armonizzazione con le parallele iniziative di ricerca in atto in sede internazionale. In particolare, si è fatto ampio ricorso al documento predisposto dalla Segreteria Tecnica della DG Energia e risorse minerarie del MAP, dal titolo Contributo alla stesura del Piano Triennale per la Ricerca del Sistema Elettrico Dati relativi all attività di ricerca e sviluppo nel settore energetico svolta in ambito internazionale. 2
7 Nella vasta mole di documentazione raccolta ed esaminata dal CERSE, particolare impegno ha costituito l analisi della ponderosa attività di ricerca svolta fino ad oggi dal CESI nell ambito della Ricerca di Sistema. A questa Società, infatti, è stata assegnata, con diverse tempistiche di svolgimento, la gran parte dei fondi disponibili per la Ricerca di Sistema per gli anni , ai sensi dell art. 13, comma 2, D.M. 26 gennaio 2000, dell art. 2, comma 2, D.M. 17 aprile 2001 e dell art. 13, comma 1, D.M. 28 febbraio La suddetta attività di ricerca del CESI ha prevalentemente la natura di ricerca fondamentale, anche perché, surrogando strutture di ricerca interne agli operatori del sistema soppresse, inesistenti od in via di costituzione, ha fornito agli attori del sistema elettrico nazionale, senza discriminazione, strumenti di supporto per agire nella fase critica di traghettamento del sistema elettrico nazionale dal regime monopolistico al regime liberalizzato. Al fine di redigere un piano che non presentasse sovrapposizioni o ripetizione di ricerche già svolte, il CERSE ha esaminato l insieme dei progetti finora sviluppati dal CESI e ne ha passato in rassegna i risultati. A conclusione di questo esame, si può affermare che, in molti degli ambiti di ricerca che verranno definiti nel presente documento, le attività di ricerca svolte od in via di espletamento dal CESI, proprio in virtù del loro carattere prevalentemente fondamentale, costituiscono un caposaldo per successivi approfondimenti nell ambito della ricerca a carattere fondamentale, nonché per l avvio di ricerche a carattere industriale e precompetitivo. In ultima analisi, quindi, il presente piano triennale sviluppa le proprie linee tenendo in debito conto le esplorazioni già compiute ed i risultati già ottenuti nonché quelli attesi dalla Ricerca di Sistema svolte dal CESI, ma orientando le attività dei futuri proponenti in direzione di una più concreta fruibilità per gli utilizzatori finali. Per ragioni pratiche, l elencazione dei problemi che verranno sinteticamente descritti nel successivo capitolo 3 è stata organizzata riunendoli nelle seguenti quattro grandi aree: 1. Governo del sistema elettrico: in quest area vengono compresi i sottosistemi materiali ed immateriali dedicati all esercizio ed al governo del sistema; 2. Produzione e fonti energetiche: gli impianti di conversione delle fonti energetiche in energia elettrica, inclusi gli impianti di produzione combinata di energia elettrica e termica (nel seguito denominati impianti di cogenerazione); 3. Trasmissione e distribuzione: gli apparati, gli impianti e la rete per l interconnessione tra la generazione e gli usi finali ed i sottosistemi necessari al funzionamento degli apparati, degli impianti e della rete; 4. Usi finali: gli impianti di conversione da energia elettrica in altre forme, limitatamente ai riflessi sul sistema elettrico. In ciascuna delle suddette quattro grandi aree verranno specificati gli obiettivi primari di carattere trasversale già indicati in premessa come caratterizzanti la Ricerca di Sistema. I settori e i temi scaturiti da questa analisi e direttamente finalizzati alla soluzione dei problemi verranno sinteticamente elencati nello stesso ordine nel capitolo ANALISI DI SCENARIO DEL SISTEMA ELETTRICO: PROBLEMI EMERGENTI 3.1 GOVERNO DEL SISTEMA ELETTRICO 3.1.1Sviluppo del sistema di generazione e trasmissione Il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, recante norme comuni per l attuazione della direttiva 96/92/CE relativa al mercato interno dell energia elettrica, come pure la più recente legge 23 agosto 3
8 2004, n. 239, recante il riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia, emanata sulla base della nuova direttiva europea 2003/54/CE, prevedono che la produzione di energia elettrica sia libera. Ne consegue che la programmazione dello sviluppo della generazione, effettuata centralmente, su base nazionale, nel contesto monopolistico, non può più avere luogo con i metodi e le tecniche tradizionali. A quella programmazione si sostituisce una vigilanza istituzionale dello sviluppo, al fine di evitare non solo i rischi di mancata copertura del carico, ma anche quelli di una crescita del parco di generazione in contrasto con l interesse nazionale, sia sotto il profilo economico che ambientale. Tale vigilanza istituzionale dovrà perseguire l obiettivo di una crescita equilibrata del sistema attraverso strumenti più complessi della programmazione tradizionale perché, per non ostacolare la libertà di intrapresa degli investitori, essa potrà solo tradursi in interventi compatibili col libero mercato (per esempio, incentivi-disincentivi). A questo scopo, occorre disporre di sistemi di simulazione più complessi di quelli tradizionalmente usati per la programmazione centralizzata. Diversamente dalla generazione, nella struttura del sistema liberalizzato, la programmazione dello sviluppo del sistema di trasmissione rimane centralizzata, come compito specifico del gestore della rete di trasmissione, ma si svolgerà necessariamente in regime di incertezza e richiederà pertanto anch essa nuovi, più complessi, strumenti Gestione del sistema in economia nel rispetto dell ambiente L istituzione del sistema liberalizzato comporta una gestione del sistema di produzione e trasmissione strettamente legata al mercato. Per ottenere il massimo beneficio per il consumatore, occorre disporre di tecniche di simulazione del sistema elettrico in regime di mercato (mercato del giorno prima, mercato dei servizi di dispacciamento), necessariamente più complesse di quelle tradizionali. Tale esigenza è avvertita sia nell area degli operatori istituzionali, sia in quella degli operatori privati. Gli strumenti di simulazione da mettere a punto dovranno essere specializzati sia per le analisi riferite al breve termine (per applicazioni all operatività giornaliera, settimanale e stagionale) e sia per quelle riferite al lungo termine (per la valutazione di redditività dei nuovi investimenti da parte dei singoli operatori). Gli strumenti suddetti dovranno essere in grado di gestire le esternalità ambientali, che tenderanno sempre più ad essere definite dalla legislazione in termini economici e quindi internalizzate, per consentire il raggiungimento di un risultato globalmente positivo, pur lasciando, come vuole il libero mercato, la massima autonomia di decisione agli operatori. Un esempio rilevante dei vincoli che dovranno essere considerati è rappresentato dall entrata in vigore del protocollo di Kyoto nel nostro Paese Gestione del sistema in sicurezza La liberalizzazione del mercato elettrico comporta anche un notevole incremento di complessità delle problematiche di gestione in sicurezza statica (adeguatezza) e dinamica del sistema elettrico; ciò sia per il moltiplicarsi degli operatori coinvolti, sia per i nuovi vincoli introdotti dalle leggi del mercato. Per fronteggiare questa situazione, occorre, innanzi tutto, reimpostare le metodiche tradizionali di analisi del sistema elettrico finalizzate alle verifiche di sicurezza. Oltre a ciò, occorre mettere a punto sistemi per l addestramento degli operatori, sistemi perfezionati di assistenza all operatore (valutazione del rischio in tempo reale) e di gestione automatica della sicurezza (per esempio, sistemi avanzati di protezione, di separazione in isole, di alleggerimento rapido, ecc.), nonché migliorare il comportamento del parco di generazione a fronte di grandi perturbazioni del sistema; ciò, in particolare, allo scopo di evitare la separazione della rete italiana da quella europea, in vista del perdurare della differenza di costi di produzione tra Italia ed Europa e quindi dell esigenza del mercato di sfruttare al massimo le infrastrutture di importazione. Inoltre, occorrerà perfezionare i sistemi di valutazione e di riduzione del rischio, tenendo anche conto del problema emergente del terrorismo e delle sue possibili evoluzioni. 4
9 Anche nella riaccensione del sistema dopo un eventuale black-out (il collasso di tutta o di parte della rete elettrica è un evenienza rara, ma sempre possibile), il moltiplicarsi degli operatori pone problemi nuovi, che richiedono di adeguare strategie e strumenti per rendere rapida ed efficiente la ripresa del servizio interconnesso Sviluppo e gestione delle reti di distribuzione In tema di distinzione fra rete di trasmissione nazionale e reti di distribuzione, è opportuno premettere che, a seguito delle leggi di liberalizzazione del mercato, la separazione tra l operatore della rete di trasmissione nazionale e gli operatori delle reti di distribuzione ha finito col risolvere in maniera eccessivamente semplicistica il ruolo e la funzione delle reti intermedie, dette di subtrasmissione o di distribuzione primaria, esercite in Italia a 132 o 150 kv. Queste reti hanno finito col perdere la loro peculiare identità e, in alcuni casi, sono state accorpate con la rete di trasmissione nazionale, in altri casi sono state assimilate a reti di distribuzione. Poiché lo sviluppo delle reti di distribuzione a MT è strettamente connesso con quello della rete a 132 e 150 kv, nel caso in cui quest ultima dovesse essere gestita in tutto o in parte dal gestore della rete di trasmissione, il coordinamento tra gli organismi preposti ai due ambiti dovrà essere perseguito con strumenti di mercato. Comunque, l insieme dei problemi legati all evoluzione dei sistemi di distribuzione, sia in termini di programmazione dello sviluppo che di criteri di gestione e di esercizio, resta sostanzialmente incentrato sulla fascia delle reti a MT-BT. Gli obiettivi di tale evoluzione sono molteplici e pressanti: a quelli tradizionali si aggiungono quelli determinati dalla liberalizzazione del mercato e dalla conseguente nuova funzione dei distributori. Gli obiettivi più tradizionali sono quelli di assicurare la copertura dell incremento del fabbisogno in contesti già saturi di impianti, ridurre le perdite in rete (di cui le reti MT-BT sono le principali responsabili) ed aumentare la sicurezza delle popolazioni contro i rischi elettrici. Obiettivi anch essi consueti, ma riproposti in un contesto diverso e con maggior forza del passato, sono il miglioramento della qualità del servizio e la riduzione dell impatto ambientale (campi magnetici e rumori in ambiente urbano). Ma le più importanti mutazioni del sistema di distribuzione deriveranno dall avvento del libero mercato: la rete di distribuzione assumerà tutte le funzioni di collegamento tra il cliente, il fornitore e il gestore del sistema nazionale, non solo per quanto riguarda l energia ma anche per l informazione. Lo scambio dell informazione è necessario a consentire che il cliente possa contribuire attivamente all ottimizzazione del mercato dell energia ed alla sicurezza del sistema elettrico. Inoltre, la liberalizzazione della generazione condurrà inevitabilmente alla diffusione della generazione distribuita e finirà per riconoscere al distributore, come gestore della rete di sua competenza, funzioni sempre più simili a quelle del gestore delle reti di trasmissione. I problemi che i distributori incontreranno per programmare la prevedibile evoluzione, anche strutturale, delle loro reti saranno molto complessi, in quanto gli obiettivi di evoluzione richiamati in precedenza dovranno necessariamente essere considerati contemporaneamente: pertanto, occorrerà disporre di strumenti informatici complessi, sia per la soluzione dei problemi di pianificazione, sia per affrontare gli aspetti di gestione. Per risolvere le tematiche comprese in questo ambito occorreranno modelli accurati delle reti di distribuzione e metodi estremamente complessi di simulazione tecnicoeconomica delle successive trasformazioni Gestione del carico Affinché il mercato libero dell energia elettrica fornisca un contributo concreto al contenimento dei prezzi, è importante che la domanda divenga elastica o modulabile, cioè sensibile al prezzo, e non resti rigida com è attualmente. Una domanda elastica, in dipendenza della sua incidenza sulla domanda globale, può contribuire in maniera significativa ad attutire i picchi di prezzo in condizioni di carenza di offerta di energia, contrastando e costituendo contromisura all esercizio di potere di 5
10 mercato da parte di società di generazione dominanti, riducendo la volatilità dei prezzi e stabilizzando il mercato. La riduzione della domanda nelle ore di alto prezzo ha anche l effetto di ridurre la necessità di capacità installata, finalizzata a garantire un margine di riserva prestabilito, e produce vantaggi anche in termini di impatto ambientale, riducendo il ricorso, nelle ore di picco, ad impianti meno efficienti e perciò più inquinanti. La gestione del carico, nelle sue varie accezioni, può contribuire al miglioramento della qualità del servizio e può contribuire anche, in misura non marginale, al miglioramento della sicurezza del sistema, rendendo possibile, in presenza di situazioni critiche, un alleggerimento del carico più razionale dell attuale. Le interruzioni della fornitura del giugno 2003, precedute e seguite, nel corso della stessa estate, dal preavviso di possibili nuove interruzioni, in attuazione del cosiddetto PESSE (Piano di Emergenza per la Sicurezza del Servizio Elettrico), confermano la vulnerabilità di un sistema carente dei necessari meccanismi di flessibilità, capaci di far fronte a situazioni di indisponibilità o di insufficienza di generazione e di contemporanea crescita della domanda. Anche l episodio del black-out del settembre 2003 ha messo in luce l importanza di disporre di efficaci strumenti per far fronte alle emergenze, tra cui i piani di alleggerimento del carico. Le ricadute positive in precedenza elencate sono perseguibili attraverso una gestione del carico presso l utente sensibile al prezzo dell energia ed attraverso l implementazione di un sistema di comunicazione interattivo col fornitore. Tale sistema interattivo può avvalersi dei contatori digitali, in gran parte già installati dai distributori, e di sistemi di gestione dell utenza, posti a valle del contatore. I carichi domestici, del terziario ed industriali saranno chiamati a modulare la domanda di energia elettrica in risposta a segnali di rischio inviati dai gestori, in modo da salvaguardare le utenze essenziali e gli utilizzatori saranno invogliati ad ottimizzare i processi produttivi, in risposta a segnali di prezzo, tenendo conto anche delle capacità di accumulo di diversa natura intrinseche nel processo stesso. Sarà indispensabile, a questi fini, lo studio di contratti cliente-fornitore (produttore, grossista o altro intermediario) e di tariffe cliente-gestore che riescano a conciliare nel modo migliore gli interessi e la sicurezza del cliente con gli interessi dei fornitori e la sicurezza del sistema. Altri aspetti di Demand Side Management, nell ottica degli utilizzatori sono trattati al punto Usi Finali Gestione della qualità Attualmente si distinguono: la qualità commerciale o relazionale; la continuità del servizio (interruzioni del servizio superiori a tre minuti primi); gli aspetti di qualità della tensione (oscillazioni della frequenza, interruzioni del servizio brevi e transitorie, buchi di tensione, variazioni rapide di tensione, sovratensioni, flicker, distorsione armonica ed interarmonica, subarmoniche, dissimmetria delle tensioni, contenuto dei segnali trasmessi dal distributore per funzioni di esercizio, ecc.). Attualmente, sono regolati soltanto i primi due aspetti, mentre per gli aspetti di qualità della tensione si fa riferimento alle indicazioni contenute nella normativa tecnica in vigore. Per il miglioramento della continuità e della qualità della potenza fornita è necessario che vengano migliorate le strutture di rete, i relativi componenti ed i criteri di gestione delle reti. Al tempo stesso, è necessario continuare le ricerche sulla natura, sulle cause, sugli effetti, sulle tecniche di misura dei disturbi, sugli apparati e sistemi per la compensazione dei disturbi, sui metodi per accrescere l immunità delle apparecchiature ai disturbi, anche allo scopo di produrre conoscenze e strumenti per il miglioramento della continuità e qualità del servizio, per l intervento regolatorio, per disporre di indicatori di qualità affidabili, comparabili e verificabili, per assicurare trasparenza ai contratti 6
11 intesi a garantire livelli di continuità e qualità superiori agli standard definiti dal Regolatore, per l attività normativa. 3.2 PRODUZIONE E FONTI ENERGETICHE Riferendosi all ultimo anno per il quale sono disponibili dati storici completi (2003), la produzione elettrica totale netta in Italia, pari a GWh, era fornita principalmente da centrali idroelettriche (circa 15,6%) e termoelettriche 1 (circa 83,9%), mentre il contributo delle fonti rinnovabili non utilizzanti cicli termodinamici (eolico e solare fotovoltaico) era pari a circa 0,5%. Una quota consistente (circa 15,6%) della domanda interna totale ( GWh) era soddisfatta dalle importazioni. Per quanto attiene le centrali idroelettriche, la situazione è sostanzialmente stazionaria: per le centrali di grande taglia (>10 MW, potenza efficiente lorda totale pari a circa MW), si prevedono solo rifacimenti, che consentano incrementi di potenza e di energia; i possibili recuperi di energia, che hanno valore di fonte rinnovabile (certificati verdi), sono modesti e realizzabili solo con aumenti di rendimento, in quanto la raccolta di nuove acque è, in genere, impedita da ragioni ambientali. Discorso sostanzialmente analogo vale per le centrali di taglia compresa fra 1 e 10 MW (potenza efficiente lorda totale pari a circa MW), mentre margini più significativi di incremento sono possibili per le oltre 1000 minicentrali (< 1MW, potenza efficiente totale lorda pari a circa 400 MW). Dal punto di vista della tutela del territorio e della popolazione, le grandi centrali pongono problemi di sicurezza, sia per quanto riguarda l aspetto strutturale delle dighe e geologico delle sponde del bacino, sia per la sicurezza degli alvei in occasione di svuotamenti rapidi dei serbatoi. Pertanto, il mantenimento in sicurezza del parco idroelettrico, anche in considerazione della sua vetustà, richiederà sicuramente ancora l attenzione degli operatori. Concentrandosi sulla produzione termoelettrica, la frazione generata in centrali di cogenerazione era superiore al 30% e localizzata principalmente all interno di contesti produttivi industriali. In termini di tipologie impiantistiche utilizzate, il quadro era diverso per le centrali di sola produzione elettrica e per quelle di cogenerazione: per le prime, la soluzione dominante (76,9% della produzione) era il ciclo a vapore, seguito, a grande distanza (16,9%), dal ciclo combinato; per le seconde si verificava una situazione opposta: la quota di produzione a ciclo combinato ammontava a circa il 70% e quella con cicli a vapore a circa il 21%. In termini di tipologia di fonti energetiche, il gas naturale forniva, in termini di produzione elettrica netta, il contributo maggiore (49,3%) sia per centrali di sola produzione di energia elettrica (42,9%), sia per quelle di cogenerazione (63,9%), seguito dai prodotti petroliferi (26,8%, rispettivamente 32,8% e 13,1%) e dal carbone (15,5%) (rispettivamente 21,9% e 0,76%). In termini di rendimenti elettrici netti di conversione, il dato netto medio annuo era pari al 40,6%, media pesata fra il valore delle centrali di sola produzione elettrica (38,0%) e quello delle centrali di cogenerazione (48,2%). Riferendosi ai diversi combustibili fossili: il gas naturale veniva convertito con un rendimento medio complessivo del 45,7%, formato da un rendimento medio del 43,6% delle centrali per sola produzione elettrica e del 49,5% delle centrali di cogenerazione; i prodotti petroliferi con un rendimento medio del 37,2% (36,3% nelle centrali per sola produzione elettrica; 43,0% nelle centrali di cogenerazione); il carbone con un rendimento medio del 34,4% (34,1% e 67,4%). In termini di emissioni di CO2, le emissioni complessive ammontavano a circa 151 milioni di tonnellate, valore superiore di oltre il 20% all obiettivo (124 milioni di tonnellate) assegnato al settore termoelettrico nel quadro del protocollo di Kyoto. 1 Il dato include il contributo delle centrali geotermiche (5340 GWh) e quello delle centrali alimentate a biomassa e rifiuti (4493 GWh). 7
12 I dati sopra ricordati pongono in evidenza una serie di problemi che il sistema elettrico italiano dovrà affrontare nei prossimi anni e che verranno esplicitati nel seguito Miglioramento del rendimento medio di generazione del parco termoelettrico E auspicabile che siano migliorate le prestazioni energetiche del parco termoelettrico nazionale. Si può agire a tal fine sia migliorando (con riconversioni dell esistente o con nuove realizzazioni) il rendimento delle grandi centrali per la sola produzione di energia elettrica, sia incrementando, in numero e qualità termodinamica, la penetrazione della cogenerazione. Centrali per la sola produzione di energia elettrica E in atto un vasto processo di ammodernamento del parco termoelettrico esistente, sia con operazioni di riconversione di centrali esistenti, sia con la realizzazione di nuove centrali, che condurrà alla progressiva eliminazione delle attuali centrali a vapore alimentate a olio e gas naturale 2 : nel futuro, la generazione di energia termoelettrica sarà dominata da due sole tipologie di centrali: (i) cicli combinati, alimentati esclusivamente da gas naturale e (ii) centrali a carbone avanzate, dotate delle necessarie tecnologie di abbattimento delle emissioni. Per entrambe le tipologie, devono essere perseguiti miglioramenti tecnologici che consentano un netto incremento dei rendimenti elettrici netti: per i cicli combinati alimentati a gas naturale, è possibile puntare a rendimenti elettrici netti superiori al 55% 3, mentre per le centrali a carbone devono essere perseguite soluzioni tecnologicamente avanzate, che consentano il raggiungimento di rendimenti elettrici netti intorno al 45%. Mentre le centrali a carbone, grazie al loro basso costo di esercizio, sono destinate ad operare in funzionamento di base, gran parte delle centrali a ciclo combinato, all aumentare della loro potenzialità complessiva, dovranno operare con una gestione flessibile del carico, con frequenti cicli di arresti e riavviamenti (vedi punto 3.2.2). Centrali di cogenerazione di taglia medio-grande La cogenerazione industriale, che già oggi contribuisce al miglioramento del rendimento elettrico netto del parco termoelettrico italiano, ha ampie potenzialità di progresso. Nello scorso decennio, si è verificato un notevole sviluppo di impianti di cogenerazione, basati, in gran parte, sulla tecnologia dei cicli combinati 4. Peraltro, questo sviluppo non ha colto appieno la grande potenzialità di risparmio di energia primaria 5, legata ad un miglioramento del rendimento. Nel contesto produttivo dell industria nazionale, vi è ulteriore spazio per operazioni di sostituzione e riconversione, soprattutto con trasformazione in cicli combinati delle centrali di cogenerazione a vapore attualmente in esercizio. Poiché detta trasformazione comporta necessariamente un grande incremento della potenza elettrica generata, diviene inevitabile che solo una frazione minoritaria dell elettricità generata sia destinata ai consumi interni del contesto industriale nel quale la centrale cogenerativa è inserita, mentre una frazione rilevante dell energia elettrica prodotta dovrà essere riversata sulla rete. I problemi principali si porranno nelle modalità di regolazione e controllo di questi impianti, che dovranno contemperare le esigenze legate alla richiesta termica del processo 2 A fine 2003, la potenza efficiente netta complessiva degli impianti termoelettrici tradizionali alimentati a olio e gas ammontava a oltre MW, a fronte di una potenza efficiente netta complessiva dei cicli combinati di poco inferiore a 6000 MW. 3 Valore raggiungibile solamente con centrali avanzate, in grado di fornire rendimenti nominali netti all atto del collaudo prossimi al 60%, tenuto conto dei decadimenti legati ai fenomeni di sporcamento e di invecchiamento ed alla variabilità delle condizioni operative cui saranno sottoposte. 4 A fine 2003, la potenza netta efficiente complessiva degli impianti di cogenerazione ammontava a oltre MW, di cui oltre 7200 a ciclo combinato ed oltre 4200 con cicli a vapore a contropressione e a condensazione e spillamento. 5 Il rendimento elettrico netto medio equivalente (vale a dire corretto per tenere conto del combustibile evitato per la generazione di energia termica) della frazione dei cicli combinati operanti in cogenerazione nel 2003 (48,1%), pur maggiore del rendimento medio complessivo con cui il gas naturale viene convertito in elettricità (45,7%), è risultato minore di quello dei cicli combinati per sola produzione di energia elettrica (52,4%). Quest apparente contraddizione è dovuta in parte alla minore taglia degli impianti cogenerativi, in parte alla diversa collocazione temporale delle iniziative, in parte alla modesta frazione di energia termica cogenerata. 8
13 produttivo con quelle relative alla sicurezza ed affidabilità della rete ed alle logiche imposte dal mercato competitivo elettrico. Possono contribuire al miglioramento complessivo del rendimento del parco termoelettrico anche nuovi impianti di cogenerazione, ancora basati sulla tecnologia dei cicli combinati con turbine a vapore a condensazione e spillamento, se di potenzialità di qualche decina di MWe, o su turbine a gas e motori alternativi, se di potenzialità inferiore. Questi impianti potranno essere realizzati sia in contesti industriali, sia asserviti a reti di teleriscaldamento urbano. Anche se il combustibile d eccellenza per le applicazioni industriali di cogenerazione continuerà ad essere il gas naturale, è da perseguire anche l utilizzo di altri combustibili, in particolare dei gas di sintesi ottenibili da processi industriali o da gassificazione di combustibili poveri Flessibilizzazione del comportamento delle centrali La nuova configurazione del parco termolettrico ed anche l avvento del mercato competitivo comporteranno un radicale ripensamento del modo di gestire le centrali, soprattutto di quelle a costo di esercizio elevato, cui spetterà in gran parte il compito di modulazione della produzione. In particolare, le centrali alimentate a gas naturale, compresi i cicli combinati di grande taglia, dovranno operare con frequenti cicli di arresti, riaccensioni e funzionamento a carico parziale, senza pregiudicare la vita utile o penalizzare in misura drastica costi di manutenzione e prestazioni energetiche e ambientali Riduzione delle emissioni specifiche delle centrali La tendenza, da tempo in atto, di riduzione delle emissioni specifiche delle centrali 6 è destinata ad accentuarsi. Sia alle centrali a carbone, sia alle centrali a gas naturale saranno imposti limiti di emissione sempre più severi, che richiederanno nuovi avanzamenti tecnologici, sia nelle modalità di combustione, sia nei sistemi di abbattimento, nell intero campo operativo della centrale. Oltre agli inquinanti già normati (ossidi di zolfo e di azoto, monossido di carbonio, particolato totale sospeso, ammoniaca), dovranno essere monitorati e contenuti a valori sempre più bassi i microinquinanti, organici ed inorganici, anche di dimensione micronica (PM 10 e PM 2.5 ) e submicronica. Oltre a ricerche relative a tecnologie innovative di abbattimento sempre più efficaci, sono necessarie ricerche finalizzate al miglioramento delle attuali metodologie di monitoraggio dei microinquinanti, che possano costituire la base di successive normative Diversificazione del mix di fonti primarie destinate alla produzione di energia Oltre all obsolescenza tecnologica di molte centrali, anche l attuale mix di fonti energetiche su cui è basato il parco di generazione nazionale, con un significativo utilizzo di prodotti petroliferi, un limitato utilizzo del carbone, l assenza di centrali nucleari, il limitato ricorso a fonti rinnovabili, pone problemi di varia natura (volatilità economica, insicurezza di approvvigionamenti, emissioni di gas serra). Se le più importanti fonti energetiche su cui basare lo sviluppo del prossimo decennio non potranno che essere gas naturale e carbone, il presente piano deve comunque prevedere una significativa attività di ricerca in soluzioni a emissioni quasi-zero, quali le fonti rinnovabili, il nuovo nucleare, il sequestro dell anidride carbonica (carbon sequestration) e l utilizzo a fini elettrici del vettore idrogeno. Gas naturale Per le sue particolari caratteristiche di pulizia, che lo rendono il combustibile ideale per le applicazioni stazionarie delle turbine a gas e per le sue ridotte emissioni di gas clima-alteranti, il gas naturale è destinato a proseguire la tendenza, già in atto, di incremento della sua penetrazione nella generazione elettrica e di sostituzione dei prodotti petroliferi. Gran parte delle nuove centrali 6 Oltre alle emissioni correlate allo scarico dei prodotti di combustione, sempre maggiore attenzione sarà prestata all impatto ambientale dei parchi carbone, dei reflui liquidi e solidi, delle torri evaporative, ecc. 9
14 saranno basate su cicli combinati di grande taglia, alimentate da gas naturale, una tipologia impiantistica caratterizzata da basse emissioni specifiche, bassi costi specifici di investimento ed elevati rendimenti di conversione. Come già evidenziato, un ulteriore, auspicabile, contributo all utilizzo razionale del gas naturale per la generazione elettrica potrà essere fornito da nuovi impianti di cogenerazione di taglia media/grande, purché basati su tecnologie efficienti, che riescano a competere, in termini di risparmio energetico annuo, con la generazione separata di energia elettrica e termica, anche assumendo come parametro di riferimento per la sola produzione di energia elettrica lo stato dell arte dei cicli combinati di grande taglia. Ancora, il gas naturale continuerà, unitamente alla fonte idroelettrica, a garantire la copertura dei picchi di domanda, alimentando centrali di punta, basate su turbine a gas a ciclo semplice, caratterizzate da bassi costi specifici di investimento e capaci di seguire variazioni repentine della disponibilità e del carico. L incremento complessivo della domanda di gas naturale ad uso elettrico richiederà la realizzazione di nuove infrastrutture di trasporto e stoccaggio, inclusi i terminali di rigassificazione del gas naturale liquefatto. Carbone Nonostante le emissioni specifiche di gas clima-alteranti da parte delle centrali a carbone siano inevitabilmente superiori a quelle dei cicli combinati a gas naturale, è prevedibile che, per contenere il costo medio di generazione e per garantire la diversificazione delle fonti primarie e, quindi, la sicurezza degli approvvigionamenti, vengano sviluppate anche nuove centrali termoelettriche per funzionamento di base, a basso costo d esercizio, basate sull utilizzo di combustibili di minor pregio, quali, appunto, il carbone. Dette centrali dovranno essere basate su tecnologie pulite, per limitarne l impatto ambientale, e ad alto rendimento, per diminuirne le emissioni di gas serra. Oltre ad una rivisitazione tecnica delle centrali a polverino di carbone, sono da considerare, in un ottica di lungo termine, anche in vista di possibili coproduzioni di combustibili a basso tenore di carbonio e in particolare di idrogeno, soluzioni che prevedano la gassificazione del combustibile e il sequestro e l immagazzinamento geologico dell anidride carbonica. Fonti rinnovabili Per molteplici motivazioni, fra le quali anche il rispetto degli impegni internazionali del Paese, si assisterà a un progressivo incremento della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, favorito dalla politica di incentivazione in atto (certificati verdi) 7. Le tecnologie che, nel recente passato, hanno mostrato i progressi più promettenti, favorite da una migliore competitività economica, sono le centrali eoliche 8 e quelle alimentate da RSU (Rifiuti Solidi Urbani), a valle della raccolta differenziata, da CDR (Combustibili Derivati dai Rifiuti di varia tipologia) e da biomassa. Sono peraltro prevedibili ed auspicabili sviluppi anche nei settori delle minicentrali idroelettriche e delle centrali geotermiche. Il raggiungimento di soluzioni tecnologiche economicamente competitive, che consentano una diffusione significativa di impianti di generazione di energia elettrica da fonte solare, sia per via fotovoltaica, sia per via termodinamica, è meno facilmente pronosticabile sul piano temporale. Soluzioni ibride, che coniughino i vantaggi delle energie rinnovabili con quelli dei combustibili fossili, sono oggi considerate di particolare interesse: ad esempio, nel caso di biomassa, RSU, CDR o solare termico è possibile pensare ad integrazioni con centrali convenzionali, alimentate a gas naturale o a carbone. 7 Se si escludono dal conteggio le centrali idroelettriche di potenza maggiore di 1 MW, che da sole contribuiscono per oltre GWh, nel 2003 in Italia la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ammontava a GWh lordi. Di questi, i maggiori contributi erano forniti dalle centrali geotermiche (5340 GWh) e da quelle alimentate da biomasse e rifiuti di varia tipologia (4493 GWh, di cui 2486 con centrali per sola produzione elettrica e 2007 con centrali di cogenerazione). Più modesti i contributi delle centrali mini-idrauliche (<1MW), che hanno generato circa 1455 GWh, e delle centrali eoliche (1458 GWh). Trascurabile, infine, il contributo del fotovoltaico (5 GWh). 8 Dal 1996 al 2003 la generazione annuale di energia elettrica lorda da biomasse e rifiuti è aumentata di oltre 7 volte (da poco più di 600 GWh a circa 4500 GWh), quella eolica di circa 50 volte (da 33 GWh a circa 1460 GWh). Nello stesso periodo, la produzione fotovoltaica si è mantenuta circa costante, con valori compresi fra i 4,7 e i 6,3 GWh. 10
15 Centrali nucleari Negli ultimi decenni, per molteplici ragioni, l energia nucleare a fissione ha subito un rallentamento nella sua crescita. Nel nostro Paese, la sua produzione è stata azzerata, sostituendola con importazioni di energia elettrica anche di origine nucleare. Tuttavia, le preoccupazioni circa la disponibilità delle risorse energetiche, con conseguenti aumenti dei loro costi, i cambiamenti climatici, la qualità dell aria e la sicurezza degli approvvigionamenti hanno determinato un rinnovato interesse per il nucleare nel mondo, con alcuni significativi ordinativi di nuove centrali e con importanti iniziative di R&S, tendenti a migliorare il prodotto nucleare, proprio per quelle caratteristiche che nel passato hanno rallentato la sua crescita. Il nostro Paese sta prendendo progressivamente consapevolezza dell esistenza di un nuovo nucleare a fissione ed è quindi prevedibile che esso svolga un ruolo attivo nella ricerca finalizzata per il suo sviluppo, partecipando attivamente alle attività di ricerca internazionali, mettendo a frutto, in quella sede, competenze ed infrastrutture esistenti nel Paese. Inoltre, è ben noto che, di recente, alcuni operatori nazionali hanno sottoscritto accordi per la realizzazione o il completamento di centrali nucleari in Europa. Sequestro dell anidride carbonica e vettore idrogeno In una prospettiva di lungo termine, la riduzione delle emissioni di gas serra del sistema elettrico italiano richiederà l adozione di centrali a emissione quasi zero. Appartiene a questa categoria, oltre alle centrali alimentate da energia rinnovabile ed alle centrali nucleari, anche la filiera che prevede la cattura (vale a dire la separazione dell anidride carbonica dalle altre specie chimiche, sotto forma di una corrente allo stato liquido ad alta pressione) ed il sequestro (vale a dire il confinamento geologico) dell anidride carbonica in centrali alimentate da combustibili di varia tipologia (carbone, prodotti petroliferi, gas naturale, biomasse, rifiuti, ecc.). Queste centrali possono coprodurre elettricità, calore e combustibili a basso tenore di carbonio (soprattutto idrogeno). A sua volta, l idrogeno prodotto può alimentare varie tipologie di sistemi di generazione, quali celle a combustibile e turbine a gas. E prevedibile che queste tematiche acquistino sempre maggiore importanza a seguito di futuri e più stringenti accordi internazionali relativi alla limitazione nelle emissioni di gas serra. Celle a combustibile In una prospettiva di lungo termine, le celle a combustibile potranno rappresentare, se riusciranno a raggiungere costi specifici competitivi e durate e affidabilità adeguate, una soluzione di grande interesse, soprattutto per la generazione distribuita, grazie al loro elevato rendimento di conversione e alle loro ridottissime emissioni. In una prima fase, esse potranno essere alimentate da gas naturale ed essere quindi abbinate a reformer; successivamente, se e quando si svilupperà una rete di distribuzione di idrogeno, potranno essere alimentate direttamente da questo vettore energetico pulito Generazione distribuita Un ruolo rilevante potrebbe avere in futuro la generazione distribuita, associata naturalmente a cogenerazione o tri-generazione (vale a dire generazione contemporanea di energia elettrica, termica e frigorifera) nel settore domestico, terziario e della piccola-media industria, come fondamentale contributo al risparmio energetico ed alla decongestione della rete. Si tratta di una potenzialità di risparmio energetico non sufficientemente esplorata, che consentirebbe un utilizzo più razionale delle grandi quantità di combustibili di pregio (gas naturale, gasolio), oggi utilizzati in modo fortemente dissipativo in caldaie. Considerato che con la cogenerazione, a pari energia termica richiesta, si aumenta l energia utile complessivamente prodotta, ma anche, se pur in proporzioni inferiori, quella assorbita, il requisito prioritario per i motori primi destinati a questa funzione è l ottenimento di emissioni specifiche molto basse, così da garantire emissioni totali inferiori a quelli delle caldaie che devono sostituire. In tal modo, la loro introduzione nei contesti urbani e metropolitani comporta un miglioramento ambientale, anche a livello di microclima locale. 11
16 E necessaria un intensa attività di ricerca, sia nel settore dei motori primi innovativi di piccola taglia (motori volumetrici a ciclo aperto ed a ciclo chiuso, microturbine a gas, celle a combustibile, motori a fluido organico), sia nell integrazione di questi con ricuperatori di calore e macchine frigorigene, sia nelle logiche di controllo, sia infine sul versante elettrico (generatori, interfaccia con la rete, ecc.). E altresì necessaria un attività di ricerca prenormativa, che consenta di elaborare su solide basi tecniche un quadro normativo che favorisca lo sviluppo della generazione distribuita, sia per quanto attiene la sicurezza, sia per gli aspetti ambientali, sia per tutte le tematiche di interfaccia con la rete elettrica. 3.3 TRASMISSIONE E DISTRIBUZIONE 3.3.1Reti ad AT L espansione del sistema di trasmissione, resa necessaria, oltre che dal crescere dei consumi, dalle esigenze del libero mercato, diviene sempre più difficile in relazione ai rilevanti impatti ambientali degli elettrodotti aerei. Le difficoltà sono determinate dall occupazione del territorio, dall impatto sul paesaggio e dai timori, difficili da rimuovere anche dove di fatto ingiustificati, per gli effetti dei campi magnetici a bassa frequenza sulla salute. Già oggi il mercato europeo soffre delle forti limitazioni all importazione di energia elettrica verso il sistema italiano, determinate dall impossibilità di individuare nuovi corridoi di passaggio per linee transfrontaliere. Oltre a ciò, anche all interno del sistema italiano, il mancato adeguamento del sistema di trasmissione determina la creazione di mercati zonali, con un aumento dei costi di produzione e con complicazioni di mercato, che potrebbero prestarsi anche ad azioni speculative. In questo quadro, si prospetta essenziale proporsi l obiettivo di un miglior sfruttamento delle linee aeree esistenti; ciò può essere ottenuto, innanzitutto, perfezionando i metodi di determinazione dei limiti di portata in corrente delle linee e personalizzandoli linea per linea, in relazione alle caratteristiche progettuali di ciascuna; spesso sarà possibile intervenire sulle linee, rimuovendo punti singolari che limitano la portata; in altri casi, potrà risultare opportuno sostituire i conduttori esistenti con conduttori speciali; è comunque molto importante perfezionare la diagnostica delle giunzioni, che spesso costituiscono un punto critico a questi effetti. Anche la misura in tempo reale della temperatura dei conduttori potrebbe essere utile come strumento ausiliario nella gestione ottimale delle congestioni sul mercato dei servizi di dispacciamento. Quando, in situazioni particolari, le limitazioni ai campi elettromagnetici determinano limiti di portata, può essere utile lo studio e la messa a punto di soluzioni atte a mitigare i campi stessi (schermi attivi o passivi). Sarà poi opportuno limitare i fuori servizio degli impianti per manutenzione, sviluppando metodi innovativi di manutenzione sotto tensione (elicottero, telemanipolatori, robot). Per quanto riguarda i nuovi collegamenti, il ricorso ad elettrodotti in cavo diverrà sempre più comune: questa soluzione sarà sempre più incoraggiata, grazie alla possibile riduzione dei costi dei cavi ed alla messa a punto di tecniche di posa in opera delle linee in cavo interrato meno onerose. Particolarmente interessante appare l allocazione di linee ad alta tensione in cavo nei percorsi delle strade extraurbane e delle autostrade, anche nei tratti in galleria e viadotto. Ovviamente, tutte le suddette tipologie installative pongono nuovi problemi, anche sotto il profilo normativo. L inserimento di linee in cavo nel sistema pone l esigenza della razionalizzazione dei limiti di portata delle linee interrate e della rivisitazione della normativa di riferimento. Fra l altro, per la presenza di isolamenti in materiale organico, le linee in cavo presentano, rispetto alle linee aeree, minore capacità di sopportare sovraccarichi e ciò pone problemi di esercizio non indifferenti. Poiché sembra difficile raggiungere costi delle linee interrate vicini a quelli delle linee aeree, sarà utile incoraggiare lo sviluppo e l impiego di linee aeree a ridotto impatto ambientale: linee compatte 12
17 per ridurre l impatto visivo e l occupazione di territorio e linee schermate per mitigare i campi magnetici. Inoltre, con lo sviluppo di cartografie su base informatica sempre più precise e dotate di informazione ambientale georeferenziata, è possibile lo sviluppo di strumenti informatici di progettazione interattivi delle linee che considerino contemporaneamente i vincoli tecnici e quelli ambientali, facilitando le interazioni con le amministrazioni locali, sempre più coinvolte nelle scelte dei progettisti. Infine, considerata la configurazione e la collocazione geografica dell Italia, i collegamenti marini diverranno sempre più importanti ed occorrerà favorire lo sviluppo tecnologico di cavi per alta tensione continua Reti a MT-BT Le esigenze di evoluzione sia strutturale che gestionale delle reti di distribuzione già illustrate al punto sono particolarmente pressanti ed ogni ipotesi evolutiva deve considerare obiettivi molteplici. Per questa ragione, lo sviluppo e la trasformazione delle reti di distribuzione non potranno essere affrontati con approccio empirico e per singoli problemi, ma richiederanno un approccio globale, che contemperi le esigenze tecniche con quelle economiche, ambientali e sociali. Lo sviluppo di nuove soluzioni tecnologiche nell ambito di materiali, apparati e sistemi accompagnerà queste evoluzioni e spesso potrà essere determinante nel definirne gli indirizzi. Saranno anche necessari sviluppi normativi e regolatori per il raggiungimento degli obiettivi. Anche nel settore delle reti a MT-BT si rende necessario introdurre metodi e tecniche di manutenzione innovativi. Un altra esigenza sempre attuale è l automazione distribuita, con le finalità di integrare e coordinare le funzioni di controllo, regolazione e protezione delle reti di distribuzione a MT-BT, sia nella struttura attuale di reti passive che in quella futura di reti attive (per la presenza di generazione distribuita). 3.4 USI FINALI Nel settore degli usi finali il sistema italiano presenta, rispetto alle altre nazioni industrializzate, alcune specificità di particolare rilevanza. Con riferimento all ultimo anno per il quale sono disponibili dati storici completi (2003), si osserva che i consumi di energia elettrica sono suddivisi in parti quasi uguali fra industria manifatturiera di base ( GWh), industria manifatturiera non di base ( GWh), settore terziario ( GWh) e settore domestico ( GWh). Inoltre, si osserva che i consumi industriali, in particolare quelli dell industria non di base, sono imputabili ad un elevatissimo numero di utenti finali, con un consumo medio, sempre per l anno 2003, pari a 150 MWh/anno, corrispondenti, supponendo utenti operanti su un solo anno di lavoro, ad una potenza media di solo 100 kw. Analoghe considerazioni valgono per il settore terziario, per il quale il valore medio di consumo del singolo utente finale è pari a 20 MWh/anno, corrispondente ad una potenza media, calcolata sulla base di 2000 ore di funzionamento l anno, di soli 10 kw. L analisi dell evoluzione dei consumi nei vari settori mostra come, negli ultimi anni, i consumi dell industria manifatturiera di base siano cresciuti molto meno sia di quelli dell industria manifatturiera non di base che di quelli domestici e del terziario. Questi ultimi hanno subito una vera e propria esplosione, aumentando di quasi il 50% dal 1995 al Riferendoci, infatti, a questo periodo ( ), si riscontrano i seguenti dati: 13
18 Consumi (GWh) % di incremento Industria manifatturiera di base ,6 Industria manifatturiera non di base ,0 Settore terziario ,0 Settore domestico ,6 Altre industrie e agricoltura ,6 Totale Fonte: GRTN statistiche Occorre osservare, inoltre, che la crescita dei consumi di energia elettrica nell industria manifatturiera non di base è indice di un accresciuta automazione dei processi di produzione più che di un accresciuta penetrazione dell uso dell energia elettrica nei processi veri e propri. L incremento dei consumi nel terziario è dovuto invece alla diffusione delle apparecchiature informatiche e ad un inarrestabile corsa al raffrescamento degli ambienti, soprattutto di quelli esistenti, senza predisporre veri e propri impianti di condizionamento termoigrometrico dell aria realizzati a regola d arte, ma ricorrendo ad unità di tipo da finestra o split (nell anno appena trascorso, il 2004, sono state vendute più di unità di questo tipo). In questo quadro, la crescita del numero di piccoli consumatori che soddisfano le proprie esigenze in totale assenza di autorizzazioni ed in carenza di progettazione adeguata, ricorrendo a soluzioni tampone, non razionalizzate sotto il profilo energetico, rappresenta uno dei problemi di maggiore spicco. Questa esplosione dei consumi elettrici presso i piccoli utenti induce problemi anche nelle reti di distribuzione, sia per quanto riguarda la potenza totale da erogare, sia per gli aspetti di qualità della fornitura (interruzione e presenza di disturbi). Alla diffusione della generazione distribuita, vista in Italia in questo quadro di soddisfacimento della domanda creata dalla crescita delle esigenze diffuse, oltre che di adeguamento e di ottimizzazione della gestione della rete di distribuzione elettrica, può contribuire il fatto che essa consente un utilizzo più spinto della rete gas, che appare più largamente dimensionata e capace di ulteriore ruolo. E anche opportuno verificare la possibilità di stimolare la distribuzione alle utenze domestiche del sistema trifase, per favorire l uso di apparecchiature elettriche a più elevata efficienza, purché ciò non determini un aumento del rischio elettrico nelle abitazioni. I risultati di varie indagini confermano, inoltre, che la conversione dell energia elettrica nelle altre forme di energia e, in particolare, in energia termica (sia per riscaldamento che per refrigerazione), in energia meccanica (piccoli motori) ed in energia luminosa, comporta, in molti casi, specialmente presso le piccole utenze, un utilizzazione poco efficace dell energia elettrica stessa e, spesso, anche un uso scarsamente razionale delle fonti energetiche utilizzate per la produzione della stessa energia elettrica. Tutto ciò si traduce non solo in consumi di energia elettrica inutilmente elevati, ma anche in altrettanto inutilmente elevati valori di potenza elettrica impegnata. Tra le cause che determinano l attuale situazione si vogliono qui citare: la scarsa efficienza di molti impianti (e dei loro componenti) per la conversione finale dell energia elettrica nelle forme di energia desiderate; la scarsa razionalizzazione dei profili di utenza; la non sempre elevata attenzione nei confronti di soluzioni razionali sotto il profilo energeticoambientale da parte di: - progettisti, in parte giustificati dalla carenza di metodologie progettuali efficaci e validate; - installatori, in parte giustificati dalla carenza di componenti e manuali di installazione affidabili e certificati; 14
19 - costruttori e gestori, in parte giustificati dalla carenza di metodi di analisi economiche affidabili e certificati; la ridotta propensione degli acquirenti e/o dell utente finale a adottare soluzioni razionali, in parte giustificata dalle contraddittorie e poco chiare campagne d informazione. Da un azione efficace di razionalizzazione del settore è lecito attendersi per il nostro Paese, pur in presenza di valori relativamente contenuti della intensità energetica rispetto al PIL, riduzioni dei consumi di energia elettrica, a parità di servizi e benessere percepito, dell ordine delle decine di migliaia di GWh/anno e riduzioni della potenza elettrica impegnata dell ordine di qualche migliaio di MW. Tra i benefici figurano così non solo l evitato consumo di fonti fossili e gli evitati costi ambientali connessi con la loro combustione, ma anche il contenimento di potenza richiesta dagli impianti alimentati da energia elettrica ed i conseguenti benefici sul sistema di generazione e trasmissione dell energia elettrica. Queste considerazioni sono tanto più necessarie oggi, nella situazione transitoria della progressiva apertura del mercato elettrico, transizione nella quale è necessario aiutare i vecchi utenti a divenire clienti consapevoli in un sistema elettrico nel quale le imprese produttrici, non più monopoliste, hanno oggi l esclusiva missione della creazione di reddito, senza più alcuna funzione di pubblica utilità. In quest ottica, vanno sviluppate, per esempio, le azioni che consentano un uso ottimale dei certificati di risparmio (certificati bianchi), anche attraverso il ricorso a strumenti finanziari innovativi ed a forme di società di servizi energetici strutturate ad hoc. Analogo impegno di sviluppo deve essere profuso nelle tecnologie che consentono lo spostamento temporale delle fasi di consumo degli utenti nei periodi di bassa utilizzazione, in modo da contribuire alla sicurezza ed all efficienza del sistema. Risulta egualmente opportuno rafforzare la capacità dei consumatori di far sentire il loro punto di vista presso le Istituzioni di regolazione, MAP e AEEG, sia presso quelle di gestione GRTN, GME, AU, presso le quali spesso giungono solo le informazioni e le richieste delle imprese produttrici e degli intermediari finanziari. Tutte queste attività potrebbero anche giovarsi di un ruolo operativo dell esistente rete degli energy manager operanti in Italia Fabbisogno energetico degli edifici La climatizzazione con apparecchiature alimentate da energia elettrica nel settore terziario e, in misura progressivamente sempre maggiore, anche nel residenziale, è fonte di elevatissimi assorbimenti di energia elettrica, concentrati specialmente nelle ore diurne del periodo estivo. Questi consumi sono in crescita, per il diffondersi della richiesta di climatizzazione, e sono sede di forti inefficienze, dovute sia alle caratteristiche intrinseche dei componenti degli impianti, sia agli aspetti di sistema, sia, infine, ai profili di utenza. Si ritiene possibile, con opportuni interventi plurisettoriali, contenere la crescita dei consumi e della richiesta di potenza. Esperienze recenti hanno posto in evidenza la possibilità di ridurre i consumi, a parità di prestazioni, dell ordine del 30%, con incrementi di costi molto limitati e, in molti casi, tendenti a zero, laddove si tratti di nuove realizzazioni. I settori di possibili interventi riguardano: normativa, componenti e fabbisogni, progettazione e gestione dei sistemi Gestione dei carichi Fino ad oggi, solo i grandissimi utenti sono stati interessati a correlare i loro assorbimenti con la disponibilità della generazione, essenzialmente attraverso il sistema dell interrompibilità. La nuova struttura delle tariffe e la disponibilità di contatori interattivi permette di estendere la possibilità di intervenire nella gestione del carico anche agli utenti medi e piccoli, contribuendo a limitare la necessità di installare nuova potenza di generazione e migliorando il fattore di carico degli impianti esistenti. Appare opportuno stimolare l avvio di tale processo interattivo ed impegnarsi in un coerente sviluppo di adeguati sistemi di comunicazione e di informazione e di tecnologie di utenza. 15
20 3.4.3Efficienza delle apparecchiature Sia nel settore industriale che nel settore residenziale e terziario sono presenti molti componenti alimentati da energia elettrica caratterizzati da una bassa efficienza, spesso molto inferiore rispetto a quanto reso possibile dallo stesso stato dell arte. In molti casi, inoltre, si utilizzano apparecchi alimentati impropriamente per via elettrica (scaldaacqua a resistenza). In altri casi, invece, nuove tecnologie elettriche (per es. osmosi inversa, forni a microonde) possono sostituire efficacemente consumi/impieghi termici, con vantaggi in termini ambientali e, con opportuna modulazione dei consumi, anche con vantaggi per il profilo del carico. La crescita del rendimento di generazione elettrica da fonti primarie comporta un riesame generale delle convenienze all uso dell elettricità ed è una delle motivazioni più razionali per la giustificazione dell espansione del sistema elettrico Generazione distribuita La generazione distribuita, sia da risorse locali (es. scarti industriali, recupero da effluenti termici e/o fonti rinnovabili) che da cogenerazione con componenti di adeguata qualità ambientale, deve integrarsi nel sistema elettrico per migliorare l efficienza generale e non essere considerata come un disturbo da sopportare. Per converso, questo cambiamento di prospettiva impone rinnovato impegno progettuale sui componenti e sui sistemi, interventi sulla modalità di gestione delle reti alle quali i sistemi sono collegati e forti semplificazioni delle procedure autorizzative ed amministrative Comunicazione e informazione fra istituzioni, produttori, consumatori e pubblico La costituzione di un sistema di comunicazione ed informazione che consenta un efficace interazione fra istituzioni, produttori e consumatori è un importante obiettivo da perseguire nei prossimi anni. In un sistema ben strutturato e trasparente potranno essere affrontati in modo concertato molti dei problemi che oggi assumono carattere conflittuale. In particolare, si segnalano due settori nei quali è prevedibile il raggiungimento di effetti positivi: il primo, che coinvolge il pubblico e le amministrazioni locali, riguarda la localizzazione delle infrastrutture del sistema elettrico, sia per quanto concerne la generazione che per le linee di trasporto e distribuzione; il secondo riguarda la partecipazione interattiva del sistema di utenza all evoluzione del sistema elettrico nazionale, per il raggiungimento degli obiettivi energetici ed ambientali fissati a livello nazionale e comunitario. Per il primo punto, si deve osservare che le attività previste sono inquadrabili in tutte le aree e non solo in quella degli usi finali, dove sono state collocate per ragioni di affinità prevalente. Per questo punto, vanno sviluppate le metodologie per la presentazione delle caratteristiche degli impianti al pubblico, per la definizione degli impatti positivi e negativi degli stessi e per la creazione del consenso. Per il secondo, vanno sviluppati strumenti di comunicazione interattiva con gli operatori ai vari livelli di approfondimento, sia per aspetti tecnici che per quelli organizzativi e gestionali. In questo settore hanno un ruolo particolarmente significativo la formazione, scolastica e non, le associazioni professionali e dei consumatori e la rete degli energy manager. Devono inoltre essere affrontati i temi della definizione, organizzazione ed aggregazione della domanda di componenti, sistemi e servizi avanzati nel settore, con valutazione degli effetti di valorizzazione e potenziamento dell offerta da parte di attori nazionali. 3.5 SVILUPPO DELLA NORMATIVA TECNICA Le norme sono state finora messe punto nella collaborazione volontaria tra costruttori, utilizzatori, ricercatori e organismi di controllo. 16
LA FIGURA PROFESSIONALE DELL ENERGY MANAGER
LA FIGURA PROFESSIONALE DELL ENERGY MANAGER Attesa la complessita delle problematiche energetiche e la interdisciplinarieta richiesta ad una figura professionale che deve occuparsi di management energetico,

References: art. 10
 art. 3
 art. 11
 art. 13
 art. 2
 art. 13